تاثیر میزان هیدروژن سولفوره بر نقطه تشکیل هیدرات

بکارگیری تکنیک های تصمیم گیری و آنالیز خوشه بندی جهت اولویت بندی پروژه های بهبود با توجه به زمان و منابع محدود (مطالعه موردی : شرکت نفت و گاز پارس . معاونت عملیات و پشتیبانی)
آبان ۲۹, ۱۳۹۶
بررسی آزمایشگاهی تاثیر نانو سیالات اکسیدآلومینیوم و کربنات کلسیم در تغییر ترشوندگی سنگ مخزن نفت دوست
آبان ۲۹, ۱۳۹۶

تاثیر میزان هیدروژن سولفوره بر نقطه تشکیل هیدرات

The Effect of H2S Content on Hydrate Formation

یکی از مهم ترین مسائلی که همواره در تولید از مخازن هیدروکربوری حائز اهمیت بوده حفظ پایداری تولید و ایجاد شرایطی است که منجر به اختلال در زنجیره تولید از مراحل ابتدایی برداشت تا انتقال محصولات اصلی و جانبی نگردد.
ایجاد هر نوع رسوب هیدروکربنی (واکس یا آسفالتین، هیدرات و یخ‌زدگی) ، کاهش ظرفیت انتقال و افت راندمان تولید را بدنبال خواهد داشت[۱,۸]. بنابراین تشکیل هیدرات در هر مرحله از تولید مخازن هیدروکربوری تهدیدی برای پایداری تولید بشمار می رود. لذا همواره نقطه عملکرد و شرایط ترمودینامیکی فرآیند نسبت به موقعیت نمودار فازی تشکیل هیدرات مورد بررسی قرار گرفته و چنانچه شرایط ترمودینامیکی فرآیند به ناحیه محتمل تشکیل هیدرات نزدیک باشد، با تزریق مواد بازدارنده شرایط مطمئن برای برقراری تولید پایدار ایجاد خواهد گردید[۵,۲]. شرایطی که منجر به تشکیل هیدرات می شود در ادامه ملاحظه خواهید نمود یکی از مواردی که در تشکیل هیدرات موثر است، میزان هیدروژن سولفوره گاز است که می‌تواند از عناصر مهمان شبکه کریستالی هیدرات به‌شمار ‌رود. در این‌خصوص جهت بررسی تاثیر میزان هیدروژن سولفوره بر شرایط تشکیل هیدرات دو سناریو قابل طرح است سناریوی اول” مقایسه نقطه تشکیل هیدرات با تغییرات میزان هیدروژن سولفوره گاز حاصل از یک مخزن واحد. بدین معنی که در یک دوره تولید از مخزن، رفته رفته درصد ترکیب اجزای سیال مخزن ازجمله هیدروژن سولفوره تغییر خواهد نمود، لذا این تغییرات بر شرایط تشکیل هیدرات اثرخواهند گذاشت. سناریوی دوم مقایسه شرایط تشکیل هیدرات دو نمونه گاز متشکل از اجزای هیدروکربنی و درصد آب تقریبا” مشابه با میزان هیدروژن سولفوره متفاوت[۶]. رویکرد این پژوهش مشابه سناریوی اول طراحی شده و تاثیر میزان هیدروژن سولفوره بر شرایط تشکیل هیدرات گاز همراه یکی از میادین نفتی کشورمان را در میانه سالهای فرآوری گاز و ۱۰ سال پس از آن مورد بررسی قرار می‌دهد. علاوه برآن سایر موارد از جمله تغییر میزان بازدارنده ها وسایر تغییرات ناشی بر آن در فرآیند بصورت اجمالی بررسی می‌شود.
کلمات کلیدی: هیدرات، هیدروژن سولفوره، فرآورش گاز، گازغنی،گاز همراه نفت

The Effect of H2S Content on Hydrate Formation
ABSTRACT
Abstract: one of the most important issues in the production of the hydrocarbon reservoir is to keep production stability and ensuring the provision of conditions which result inflow assurance. Supplying each type of wax and asphaltene precipitation, ice and hydrate formation on the path of transmission results in reducing transmission capacity and a drop in production efficiency. Hydrate blockage is a major flow assurance issue in oil and gas industry. Also inhibitor injection is probably the most popular technique in preventing its occurrence. We can determine safe and suitable working criteria and adjust thermodynamic condition in gas processing with compare phase envelop process fluid and hydrate curve. The hydrate formation and disappearance condition can be measured in natural gas, gas condensate, fluid containing CO2 and H2S.Effect of H2S content on hydrate formation is very important. Identifying potential hydrate formation caused by H2S and evaluation of the effectiveness in various H2S on hydrate formation are targets of this theses. this subject study in two scenarios :1) Verity of H2S content in a conventional fluid just one reservoir and compare fluid nature in early production with some years later (2) compare hydrate formation in tow reserve fluid that have the same specification except H2S. point of view in this study looks first scenario and according to the experimental data and field data in early time in one of the oil reservoir of Iran and study about associated gas processing in a NGL plant and compare hydrate formation criteria in middle production and 10 years later. In addition, inhibitors injection and something else will be considerate.
KEY WORD: , SULFIDE HYDROGEN, GAS PROCESSING, RICH GAS, ASSOCIATED GAS
مقدمه:
یکی از مواردی که در صنعت نفت و گاز همواره مد نظر مدیریت تولید و مهندسان فرآوری و انتقال می‌باشد حفظ تولید پایدار است درحالیکه تشکیل انواع رسوبات واکس ، آسفالتین ، یخ زدگی و تشکیل هیدرات مشکلاتی در این خصوص ایجاد می نماید که هریک در دامنه وسیعی قابل بررسی خواهد بود. هدف از این پژوهش بررسی شرایط تشکیل هیدرات و گستره تغییرات ماهیت گازدر این پدیده در یک دوره از تولید است. خصوصا” تغییرات شرایط تشکیل هیدرات متناظر با غلظت گاز هیدروژن سولفوره. همان طور که در شکل-۱ ملاحظه می شود مولکولهای آب همراه گاز در دمای پایین و فشار بالا ایجاد شبکه‌های کریستالی نموده وچنانچه برخی مولکولهای کوچک سایز گاز ازجمله متان و اتان و گاهی پروپان مهمان بلورهای میزبان آب شوند، در این شرایط شبکه کریستالی قوی‌ای شکل گرفته و بسرعت رشد می‌کند. گاهی رشد سریع این شبکه باعث انسداد مسیر ویا مشکلات جبران ناپذیری می‌گردد.[۱,۳]
نتایج برخی پژوهش‌ها نشان می‌دهد که بوتان بعنوان عضو مرزی در این پدیده منظور می شود. بدین معنی که گاهی با بدام افتادن مولکول‌های گاز در کریستال‌های آب، شبکه قوی هیدرات حاصل می‌گردد وگاهی بعلت حجم و اندازه‌ای که مولکول بوتان دارد باعث ناپایداری هیدرات می‌شود. در اکثر تحقیقات مشاهده می‌شود گازهای غیر هیدروکربنی ازجمله و هیدروژن سولفوره نیز در تسریع شکل‌گیری هیدرات نقش موثری دارد[۴,۶]. اگرچه باید توجه داشته باشیم تشکیل هیدرات فقط به سایز مولکولها مربوط نمی شود بلکه به حلالیت آنها نیز بر می‌گردد. در مقابل برخی پژوهش‌ها مبین آن‌است که مولکولهای H2S, CO2 بعلت حلالیت بالایی که در آب دارند مهمان آب نمی‌شوند و برخی آن‌ها را نیز مولکول مرزی می‌شناسند[۱۰]. ازآنجا که واحدهای تثبیت نقطه شبنم گازی که در دماهای بسیار پایین صوت می‌گیرد، باید اقدامات لازم درجهت ممانعت از تشکیل هیدرات در مراحل طراحی به دقت صورت گیرد. شرایط ترمودینامیکی واحدهای عملیاتی فرآورش گاز معمولا” در دماهای ۳۳- تا ۹۸- درجه سانتی گراد بوده و در هر مرحله تشکیل هیدرات محتمل باشد، لازمست تمهیداتی جهت تزریق مواد بازدارنده و ممانعت کننده هیدرات در نظر گرفته شود ازجمله تعبیه نازل های تزریق، انشعابات مربوط به انتقال مواد بازدارنده، تعداد پمپ های تزریق. چنانچه مواد بازدارنده مورد استفاده، قابل احیا باشد لازمست ظرفیت واحدهای احیا نیز متناسب با شرایط مختلف دوره های تولید طراحی شود[۱۱]. بطور مثال تولید و فرآوری گاز همراه مخازن نفتی در دوران ابتدایی تولید وچندین سال پس از تولید و برداشت از مخزن متفاوت خواهد بود از جمله تغییرات هیدروژن سولفوره، میزان آب همراه گاز، و…. بنابراین ضروری است شرایط تشکیل هیدرات در بازه‌های متفاوت تولید مورد بررسی قرار گیرد. پژوهش حاضر در خصوص بررسی شرایط تشکیل هیدرات در یکی از کارخانجات فرآوری گاز است متناظر با تغییرات ماهیت گاز همراه یک مخزن نفتی دریک بازه ۱۰ ساله است.

گاز طبیعی :
گاز طبیعی گاهی منشا نفتی دارد یعنی همراه نفت تولید می‌شود و با افت فشار ناشی از تولید، مقداری گاز آزاد می شود. برخی مخازن تولیدی بعنوان مخزن مستقل گازی مطرح هستند. قسمت اعظم گاز طبیعی از متان تشکیل شده و غیر از متان هیدروکربورهای گازی دیگر از ۲C تا ۴C با مقادیر متفاوت و همچنین هیدروکربورهای بنزینی سنگین در آن وجود دارد. گاز طبیعی ممکن است خشک و یا مرطوب باشد.گازهای خشک مقداری کمتر از ترکیبات سنگین بنزینی دارند.گاز های طبیعی گاهی علاوه بر هیدروکربورها محتوی ۲CO٬S ۲ H٬ H 2O۲٬ O٬ N2و He نیز می‌باشند. بین این ناخالصی‌ها ۲ CO٬ S ۲H ٬ H2O از مولکول‌های نامطلوب هستند. مثلا” آب با هیدروکربورهای گازی تولید هیدرات‌های متبلوری می‌کند که دارای ترکیب پیچیده بوده و درچرخه تولید انتقال گاز باعث انسداد خطوط لوله یا شیرآلات شده ویا حضور گازهای اسیدی باعث خوردگی می‌گردند. به‌همین دلیل بایستی گاز طبیعی را قبل از انتقال عاری از ناخالصی های مذکور نمود [۳].

معرفی روش‌های فرآوری گازطبیعی:
از آن جهت که پدیده هیدرات در فرآوری و ارسال گاز طبیعی بیشتر از مراحل بالا دستی تولید محتمل است دراین بخش به روش‌های متفاوت فرآوری گاز اشاره می‌نماییم. بطور کلی فرآورش و پالایش گازطبیعی در بسیاری از جنبه‌ها ساده‌تر از پالایش نفت خام است. گازخام از هر نوع مخزن هیدروکربوری تولید شود(مخزن نفتی یا مخازن مستقل گازی)، حاوی هیدروکربن‌هایی از جمله متان، اتان، پروپان، بوتان و پنتان و ترکیبات سنگین‌تراست. به علاوه، گازطبیعی خام حاوی بخار آب، سولفید هیدروژن (H2S)،دی اکسیدکربن، هلیوم، نیتروژن و دیگر اجزا است. که درصد ترکیب این سیال لازمست براساس استانداردهای مشتری تنظیم گردد. در این فرآیند ترکیبات سنگین تر از متان که تحت عنوان مایعات گازطبیعی شناخته می شوند به مصارف خوراک پتروشیمی ها می رسند. NGL شامل اتان، پروپان، بوتان، ایزوبوتان و بنزین طبیعی می باشند. لذا بسته به نیاز مشتری تثبیت شرایط گاز تحویلی متفاوت است گاهی موارد تا دمای ۳۳- درجه سانتی گراد و گاهی در دماهای بسیار پایین تر تثبیت می شوند ولی در هر دو حالت تشکیل هیدرات محتمل است. گازطبیعی که حاوی حتی مقادیر بسیار کمی آب است، با افت درجه حرارت، تشکیل هیدرات می دهد. این هیدارت ها ترکیبات جامد یا نیمه جامدی می باشند که شبیه کریستال های یخ هستند. با شکل گیری این هیدارت ها در گازطبیعی مانعی در مسیر انتقال یا فرآوری ایجاد می شود. برای کاهش تشکیل هیدرات ها، واحدهای گرمایی با سوخت گازطبیعی عموما در امتداد خط لوله جمع آوری نصب می شوند جایی که به نظر می رسد هیدارت ها ممکن است تشکیل شوند[۱۰].

خصوصیات هیدرات: محققان و اپراتورها تا قبل از قرن نوزدهم و اوایل قرن نوزدهم بین هیدرات و یخ‌زدگی تفاوتی قائل نبودند بعدا” مشاهده‌کردند اولا” هیدرات در دمایی بالاتر از صفر نیز تشکیل می‌شود حال آنکه یخ‌زدگی در دمای کمتر از صفر بوجود می‌آید و گاهی در دماهای منفی نزدیک به صفر تشکیل نمی‌شود. از این‌جا به پدیده هیدرات پی بردند و مطالعات خود را شروع کردند[۱۰]. معمولا” گفته می‌شود هیدرات پدیده گازی است. یعنی آب همزاد گاز میزبان می‌شود و مولکول های گازی مهمان می‌شوند. لازم به ذکراست حتی اگر آب آزاد بصورت فازمایع هم وجود داشته باشد باز این فرآیند از گاز نشات می‌گیرد و سطح مشترک آب آزاد و گاز، محرک هسته‌زایی است. دریک ترکیب برخی اجزا باعث تشکیل هیدرات و برخی باعث عدم تشکیل هیدرات می‌شوند. از طرفی تعیین شرایط ترمودینامیکی فشار و دمای هیدرات از قائده منظمی تبعیت نمی‌کند. همچنین مکان هندسی منحنی هیدرات مربوط به هرجز بصورت جداگانه موجود است (برخی اجزا مولد هیدرات نوع۱ و برخی مولد هیدرات نوع۲ اند) ولی بررسی هیدرات مخلوط مهم است. این عدم قطعیت‌ها ناشی از موارد مختلفی است از جمله ترکیب درصد متفاوت اجزا، آزئوتروپی اجزا نسبت بهم. بطور مثال هیدروکربن‌های سنگین معمولا” هیدرات نمی‌سازند ولی مایل‌اند در حالت مایع به ساختار هیدرات برسند بنابراین کمپلکسی از ساختارهای مذکور را داریم و تشکیل هیدرات از نظر نوع و میزان، در وضعیتی است که سیستم به پایداری برسد. در این شرایط سیستم به کمترین سطح انرژی می رسد. گاهی مخلوطی از اجزایی داریم که بعلت سایز یا حلالیت هیچیک عامل تشکیل هیدرات نیستند ولی مخلوط آنها هیدرات هم تشکیل داده است لذا تعیین فشار و دمای هیدرات از قائده منظمی تبعیت نمی‌کند و معادلات مناسب جهت مدلسازی هیدرات لازمست بر اساس این فرضیات طراحی ‌شوند[۱۰]. بطور کلی تشکیل هیدرات دریک ترکیب گازی با نسبت استوکیومتری مشخصی تشکیل نمی شود . در گازهای ترش مولکولهای دی اکسیدکربن و هیدروژن سولفوره، مهمان خوبی برای مولکولهای میزبان آب شناخته شده اند که در شرایط ترمودینامیکی مناسب هیدرات تشکیل می دهند. در گازهای ترش با غلظت بالای هیدروژن سولفوره و دی اکسید کربن مشاهده شده شرایط تشکیل هیدرات براحتی مهیا می شود مثلا” دریکی از میادین هیدروکربوری در چین که گاز حاصل از برداشت میدان ۳۰% مولی هیدروژن سولفوره دارد در دمای بالا و فشار پایین نیز براحتی هیدرات تشکیل می شود. البته بررسی تاثیرات غلظت هیدروژن سولفوره بعلت خواص خوردگی بالا کمی دشوار است و بیشتر از تجربیات عملی در این زمینه استفاده می شود. دانشمندانی از جمله parish & prausnits1972،, Ng and Robinson 1976، John &Holder1985، اصلاحاتی را در روابط ریاضی پیش گویی نقطه هیدرات گازهای ترش که توسط VanderWaalse & Platteeuw 1959 تعیین شده بود. chen &Geo 1996,1998 مکانیسم های دوفازی رابطه ای را تنظیم نمودند.بر اساس ضریب فعالیت[۹] .تجربیات نشان می‌دهد نتایج حاصل از نرم افزار hysys جهت بررسی هیدرات مخلوط گازی نتایج رضایت بخشی در برداشته است ونشان می دهد معادلات مربوطه این مسائل را پوشش می دهد.
شرح موضوع:
این پژوهش در خصوص بررسی متغیرهای موثر در تشکیل هیدرات در یکی از کارخانجات فرآوری گاز و گاز مایع (NGL Plant) می‌باشد. کارخانه مذکور به منظور فرآوری گاز غنی همراه نفت برخی از میادین نفتی احداث گردیده که حدودا ۳۰ سال پس از برداشت فشار مخزن زیرفشار نقطه حباب کاهش یافته و غلظت ترکیبات سنگین گاز همراه استحصالی از نفت افزایش یافته است. احداث کارخانه مذکور مقارن با زمانی است که جمع آوری و فرآورش گاز همراه نفت اهمیت یافت و بدین ترتیب با احداث کارخانه های گازوگازمایع علاوه بر اینکه نسبت به جمع آوری گازهای مشعل نیز اقدام مناسبی صورت گرفت، بلکه محصول های جانبی ارزشمندی تولید شد که خوراک پتروشیمی‌ها را تامین می نمود. اکنون کارخانه مذکور نزدیک ۲۰سال است که روی مدار تولید قرار دارد و بدیهی است شرایط گاز استحصالی از نفت دستخوش تغییراتی گردیده است. چنانچه بررسی‌های دوره‌ای کنترل کیفی خوراک دریافتی، تغییرات ماهیت خوراک را طی سالهای اخیر تایید می نماید بطور مثال از ابتدای احداث کارخانه مذکور تا چند سال اخیر همواره میزان هیدروژن سولفوره ناچیز و بصورت nil گزارش می‌شد ولی اخیرا” مقداری گاز هیدروژن سولفوره در نتایج آنالیز خوراک دریافتی مشاهده می شود. بهمین دلیل ضمن بررسی موارد مهمی چون احتمال خوردگی و تشکیل هیدرات، اقدامات لازم در خصوص حفظ شرایط پایدار تولید در دستور کار قرار گرفت. خاطر نشان می‌سازد مولکول‌های گاز هیدروژن سولفوره می‌تواند بعنوان مولکول مهمان در تشکیل و رشد شبکه هیدرات موثر واقع گردد. دراین‌صورت لازمست میزان تزریق مواد بازدارنده خوردگی متناسب با آن تغییر نماید[۱۱].

اهداف و گستره پژوهش:
با توجه به توضیحات فوق هدف از انجام این پژوهش بررسی تاثیر میزان هیدروژن سولفوره در غلظت های پایین بر شرایط تشکیل هیدرات بصورت مطالعه موردی در یکی از کارخانجات فرآوری گازمایع است. همان طور که قبلا” نیز اشاره شد اگرچه از احداث کارخانه مذکور تنها ۲۰سال می‌گذرد ولی قریب به ۵۰ سال از بهره برداری یک مخزن هیدروکربنی که خوراک کارخانه مذکور را تامین می‌کند، سپری می‌شود. بدیهی است تغییرات کیفی مشهودی در گاز خوراک این واحد عملیاتی وجود خواهد داشت. بررسی های آزمایشگاهی و آنالیزهای پایش کیفی گاز نیز این موضوع را تایید می کند. اگرچه انتظار می‌رود تنها درصد مولی هیدروکربن‌ها و میزان آب متفاوت باشد در حالی‌که آخرین آنالیز گاز موید آن‌است که غلظت هیدروژن سولفوره-اگرچه به میزان اندک- در گاز خوراک بیشتر شده‌است. لذا با استفاده از نتایج آنالیز گاز غنی و خوراک ورودی واحد عملیاتی مورد نظردر فواصل مختلف زمانی، موقعیت منحنی هیدرات توسط نرم افزارhysys تعیین شده و سپس نتایج حاصله با اطلاعات میدانی مورد مقایسه قرار خواهد گرفت که در ادامه به تفصیل مورد بررسی قرار خواهد گرفت.
شرح مختصری از فرآیند:
خوراک کارخانه: تامین خوراک کارخانه مذکور از گاز همراه نفت تولیدی میادین هیدروکربوری کشورمان است بدین ترتیب که مرحله اول” نفت تولیدی از میدان در واحدهای بهره‌برداری مربوطه تثبیت شده و گاز همراه آن در مراحل مختلف فرآوری نفت تفکیک می‌شود. سپس در واحد تقویت فشارطی چند مرحله فشار افزایی‌شده و با فشار مطلوب به کارخانجات گازوگازمایع ارسال می شود (گاز غنی ۱- جدول۱).
مرحله دوم”: گاز همراه نفت تولیدی برخی چاههای این میدان در تفکیک گرهای سرچاهی جدا می‌شود و به کارخانه مذکور ارسال می گردد (گاز غنی ۲- جدول۱) فشار این گازها نسبت به گازهای غنی قبلی کمتر است که در ابتدای کارخانه فشار افزایی می‌گردند.
مرحله سوم”: میعانات هیدروکربوری جدا شده در مسیر انتقال و یا استحصال میعانات در مراحل تراکم و سرمایش بعد از کمپرسورها تحت عنوان میعانات گازی (ردیف ۳- جدول۱).
فرآورش گاز و گازمایع: همان طور که در خلاصه فرآیند کارخانه مذکور در شکل۲ قابل ملاحظه است، خوراک دریافتی بعد از آماده سازی به واحد سرمایش ارسال می شود. این مخلوط پس از سه مرحله سرمایش بوسیله مبدلهای گازی و چیلرهایی با مبرد پروپان تا دمای۳۳- درجه سانتی گراد سرد می شود. در این مرحله قسمت اعظم گاز از مخلوط گاز و میعانات جدا شده و برای تزریق در مخازن نفتی یا مصرف و تامین سوخت کشور ارسال می‌شود و میعانات استحصالی جهت ارسال به پتروشیمی، به مرحله تثبیت ارسال می‌شود. آنچه مطالعات نشان می‌دهد و تجربیات نیز آن را تایید می‌کند در مراحل مختلف سرمایش گاز غنی، تشکیل هیدرات محتمل است. به همین جهت قبل از هر مرحله سرمایش امکانات مناسب جهت تزریق مواد بازدارنده از خوردگی تعبیه گردیده‌است. ماده بازدارنده مورد استفاده در این کارخانه منو اتیلن گلیکول است. که قابلیت احیا نیز دارد و متانول بعنوان ماده بازدارنده کمکی در شرایط حاد و مقطعی مورد استفاده قرار می‌گیرد

 شکل۲- شماتیک کلی فرآیند

فرضیات تحقیق : شرایط طراحی (شرایط اولیه) و شرایط عملیاتی میانی (۱۰سال بعد از تولید) و شرایط عملیاتی کنونی(بر اساس اطلاعات میدانی چند سال اخیر) خوراک دریافتی درکارخانه مذکور مطابق جدول-۱ می باشد.

از آنجا که خوراک کارخانه مذکور حاصل از فرآوری سیال مخزن نفتی در واحدهای بهره برداری مربوطه است، بدیهی است  میزان کمی و کیفی آن تابعی از نفت تولیدی خواهد بود که خلاصه‌ای از اطلاعات در جدول-۲ قابل ملاحظه است. چنانچه در برخی سالها بعلت کاهش تکلیفی نفت و در برخی زمان‌ها بعلت کاهش پتانسیل تولید نفت مخزن، میزان خوراک دریافتی و همچنین محصولات تولیدی آن یعنی گازمایع و گاز سبک تولیدی متغیر خواهد بود و همواره مطابق ظرفیت اسمی طراحی نمی‌باشد. اطلاعات مربوطه در جدول -۲ قابل ملاحظه می‌باشد.

ردیف خوراک دریافتی ظرفیت طراحی شرایط میانی بر اسا س اطلاعات سال ۱۳۸۵ شرایط  کنونی بر اسا س اطلاعات سال ۱۳۹۵
۱ گاز غنی ۱(م‌ف‌م‌ر)  

 

۲۷۴

 

۱۹۷ ۱۳۷
۲ گاز غنی۲(م‌ف‌م‌ر)
۳ مایعات ورودی (ه‌ب‌ر) ۵۷۰۰ ۲۷۰۰ ۲۱۸۰

جدول۱- اطلاعات کمی گاز مورد بررسی

اطلاعات مربوط به سال ۸۵ اطلاعات مربوط به سال ۹۵
اطلاعات کیفی گاز گاز غنی ۱ گاز غنی۲ مایعات ورودی گاز غنی ۱ گاز غنی۲ مایعات ورودی
فشار ۴۳ bar ۳۴٫۱۱bar ۴۶٫۵bar ۴۰ bar ۳۱bar ۳۷٫۹bar
دما ۴۸c ۵۰c ۴۱٫۹c ۴۸c ۵۰c ۴۶c
C1 ۷۰٫۷۶ ۷۶٫۶ ۱۵٫۷۵ ۷۰٫۹۴ ۸۱٫۰۶ ۱۴٫۲۳
C2 ۱۵٫۹ ۱۲٫۹۹ ۱۲٫۸۷ ۱۶ ۱۱٫۶۹ ۱۱٫۲
C3 ۸٫۵۱ ۴٫۹۲ ۲۴٫۵۷ ۸٫۳۲ ۴٫۵۲ ۲۳٫۰۸
n-C4 ۱٫۸۹ ۰٫۸۶ ۱۵٫۱۴ ۲٫۰۴ ۰٫۱۸ ۱۴٫۰۷
i-C4 ۰٫۹۴ ۲٫۵۳ ۶٫۳ .۹۲۰ ۰٫۴۹ ۵٫۷۲
n-C5 ۰٫۳۵ ۰٫۶۷ ۷٫۹ .۴۶۰ ۰٫۳۲ ۸٫۳
i-C5 ۰٫۳۲ ۰٫۷۴ ۷٫۰۳ ۰٫۴۷ ۰٫۳۳ ۸٫۲۲
C6 ۰٫۱۸ ۰٫۱۴ ۴٫۲۱ ۰٫۲۵ ۰٫۲۱ ۵٫۹۴
C7+ ۰٫۰۲ ۰٫۰۳ ۵٫۲ ۰٫۱۸ ۰٫۰۹ ۸٫۳
N2 ۰٫۱۱ ۰٫۱۴ ۰٫۸۲ ۰٫۲۲ ۰٫۸۵ ۰٫۸۲
CO2 ۱٫۰۲ ۰٫۳۸ ۰٫۲۶ ۰٫۲ ۰٫۲۶ ۰٫۲۴
H2S nil nil ۰٫۰۵ ۰٫۰۴ ۰٫۰۱

جدول۲- کیفت خوراک دریافتی در سالهای۸۵ و ۹۵

بررسی موضوع:ابتدا جهت بررسی کل فرآیند آماده سازی گاز دریافتی در نرم افزار hysys  شبیه سازی شد:

شکل۳- شماتیک شبیه سازی فرآیند

بر اساس اطلاعات داده شده در جداول ۱و۲ نمودار فازی خوراک دریافتی کارخانه و منحنی هیدرات در سال ۸۵ مطابق شکل ۴ می باشد

شکل۴- نمودار فازی -خوراک کارخانه بر اساس شرایط اولیه

وپس از ۱۰سال تولید بصورت ذیل در آمده است

شکل۵- نمودار فازی خوراک کارخانه بر اساس شرایط اولیه

از طرفی برای جلوگیری از تشکیل هیدرات همواره یک ناحیه ریسک تشکیل هیدرات مشابه شکل ۶ مطرح است:

شکل۶- معرفی ناحیه ریسک تشکیل هیدرات[۸]

بنابراین برای حفظ ایمنی بیشتر لازم است نسبت به ناحیه ریسک ارزیابی های مربوطه را انجام دهیم و منحنی هیدرات صرفا” مبنای ارزیابی قرار نگیرد. البته همانطور که مشاهده می شود ترکیب درصد اجزای خوراک نیز تغییراتی داشته که بی شک در تغییرات منحنی فازی تاثیر گذاراست ولی با ترکیب درصد مشابه و میزان هیدروژن سولفوره متفاوت همچنان تغییرات منحنی هیدرات مشهود بود. چنانچه نمودارهای ۴ و۵ نشان می‌دهند دمای هیدرات حدودا” ۲۵ درجه سانتی گراد تغییر می‌یابد. همان‌طور که گفته شد شرایط ترمودینامیکی فرآیند از ۳۵+ تا ۳۳- درجه سانتی گراد و فشار از ۴۲ بار تا ۴۰ بار است.  در فشار عملیاتی مذکور معادل ۶۰۰پام نقطه ریسک هیدرات حدودا” ۲۰ درجه سانتی گراد است. و لازمست تمهیدات لازم جهت ممانعت از تشکیل هیدرات در نظر گرفته شود[۲]. همان‌طور که نتایج بسیاری پژوهش‌ها نشان می‌دهد هیدروژن سولفوره منحنی هیدرات را به سمت راست نمودار فازی جابجا می کند.

نتیجه گیری:

– در مخازنی که مدت زیادی در دست بهره برداری هستند، لازمست پایش های کنترل کیفی در فواصل کوتاه‌تری نسبت به دوره‌های اول تولید صورت گیرد.

– برخی سنگ‌های مخزنی به مرور زمان تولید گوگرد و ترکیبات گوگردی ازجمله گاز هیدروژن سولفوره می نمایند. با توجه به اینکه آنالیز اولیه گاز نشان می‌دهد گاز دریافتی گاز شیرین بوده و بعد از ۵۰سال تولید میزان هیدروژن سولفوره در آن مشاهده گردیده‌است می‌توان گفت مخزن مذکور نیز از همین دسته مخازن است.

– در مقادیر کم هیدروژن سولفوره چنانچه نتایج تجربی بر خلاف نتایج شبیه سازی عدم تشکیل هیدرات را تعیین می نماید می توان تیجه گرفت مولکولهای هیدروژن سولفوره درساختار هیدرات شرکت نکرده بلکه در فاز مایع حلالیت دارند لذا بر پایش خوردگی باید اهتمام ورزید.

–  در مخازنی که سیال هیدروکربوری ترش است و دارای هیدروژن سولفوره می باشد همواره انتخاب جنس مواد در ساخت تجهیزات منظور می‌گردد. ضمنا” با این هدف که در دوره های مختلف تولید میزان هیدروژن سولفوره افزایش می‌یابد، طراحی فرآیند شکل می‌گیرد. اگرچه در مورد مذکور میزان هیدروژن سولفوره غیرقابل پیش بینی بوده و در مدارک طراحی لحاظ نگردیده است ولی انتظار می رود افزایش غلظت این گاز در نفت رشد فزاینده‌ای نداشته باشد و حفاظت از تجهیزات موجود با انتخاب نوع و میزان مناسب از مواد بازدارنده خوردگی قابل کنترل باشد (کمتر از ppm 80) چنانچه با هوشمندی اپراتورهای این کارخانه و با استفاده از تمهیدات موجود تا کنون گزارشی مبنی بر تشکیل و مشکلات ناشی از هیدرات دریافت نگردیده و تاثیرات جانبی این پدیده تا کنون قابل کنترل بوده است.

تقدیر و تشکر: در پایان تقدیر و تشکر بعمل می آید از مدیریت فنی و تیم مهندسی مربوطه که مسئولیت و سرپرستی بهره برداری از میدان و تاسیسات وابسته به آن را دارند و با تشکر از کارشناسانی که اگرچه اکنون در زمینه های دیگری درحال خدمت به صنعت نفت می باشند ولی ما را در گرد آوری اطلاعات صحیح یاری دادند.

با تقدیر ازسایر مدیریتهای مرتبط که ما را در ارائه و تحلیل مطالب صمیمانه همکاری کردند.

منابع و مآخذ:

  1. Rojey. C. Jaffret. “Natural gas production processing transport”. Translated by: Dr. G.Abolhamd. M. R. Rasaei. A. Bahramian.University of Tehran Press. 2003.
  2. Sloan, E.D. “Catharses Hydrates of Natural Gas”, 2nd Ed., New York : Marcel Dekker

Inc., 1998, (757pp.)

۳٫Robert.N Madox, ,Leonard F,sheerar professor,campbell petroleum series by john campbell,”Gas Condensate Processoring”,2004

  1. Shuai Liang and Peter G, University of Calgary, Calgary, Alberta,. Kusalik, Department of Chemistry, Exploring nucleation of H2S hydrates,
  2. Majid Abedinzadegan Abdi, Ph.D., P.Eng,Faculty of Engineering and Applied Science.Memorial University of Newfoundland (MUN),” Design and Operations of Natural Gas and Handling Facilities
  3. Jerome Rajnauth; Maria Barrufet; Gioia Falcone,”Hydrate Formation:Considering the Effects of Pressure, Temperature,Composition and Water”
  4. وحید تقی خانی، مهندسی تضمین جریان سیال چند فازی از منظر هیدرات، ۲۰۰۶، ص۱-۵
  5. دکتر عادل زاده و همکاران، مجله اکتشاف و تولید نفت،”مشکلات عملیاتی طراحی خطوط لوله انتقال و مدیریت تشکیل هیدرات” ، اکتشاف و تولید ،مرداد۸۹، شماره ۷۰ ، ص ۱۲-۱۶
  6. chang-Yu Sun, Gang-Jin Chen.”Modeling the hydrate formation condition for sour gas and mixtures”, chemical enginearing science 60(2005) 4879-4885و۱۰ “

۱۰٫John carrol,petroman,”Natural gas hydrate”,۲۰۰۹,elsevior inc

۱۱٫GPSA , Enginearing data book , 13 ed,vol ii , ch 16&20,

k_tarighati@yahoo.comneisani_niaz@yahoo.c کیوان طریقتی ،کارشناس ارشد مهندسی شیمی

نیاز سامانی، کارشناس ارشد مهندسی نفت

 پگاه کاشف نیا ،کارشناساس ارشد شیمی کاربردیom    cP_kashefnia@yahoo

دیدگاهتان را بنویسید

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *