عایق حرارتی خط
استفاده از بازدارنده­های ترمودینامیکی
برای جلوگیری از شکل­ گیری و رشد کریستال­های هیدرات در خط جریان تولید، تزریق بازدارنده­های هیدرات به SPS (سیستم تولید زیردریا) مورد نیاز است. دو نوع از بازدارنده­ها عبارتند از مونواتیلن­گلایکول(MEG) و بازدارنده­های هیدرات با دوز کم (LDHI).

( اینجا فقط تکه ای از متن درج شده است. برای خرید متن کامل فایل پایان نامه با فرمت ورد می توانید به سایت feko.ir مراجعه نمایید و کلمه کلیدی مورد نظرتان را جستجو نمایید. )

طرح مهارکننده­های هیدرات می ­تواند به دو دسته تقسیم شود:
تزریق بازدارنده­های هیدرات به­ طور غیرمداوم. تحت شرایط جریان عادی، اگردمای سیال تولیدشده بالاتراز دمای تشکیل هیدرات باقی بماند، تزریق مهارکننده­های هیدرات به طور مداوم ممکن است لازم نباشد.
تزریق بازدارنده­های هیدرات به طور مداوم. اگر تحت شرایط جریان نرمال، درجه حرارت سیال به زیر دمای تشکیل هیدرات افت پیدا کند، تزریق مهارکننده­های هیدرات مداوم لازم است. به طور معمول این بازدارنده­های هیدرات متانول، گلایکول و یا انواع دوز کم مهارکننده­های هیدرات (LDHIها( هستند.
MEG به طور مداوم برای جلوگیری از تشکیل هیدرات و یخ در طول عمل طبیعی تزریق می­ شود. حداکثر غلظت مورد نیاز MEG در آب آزاد (از چگالش بخار و آب تشکیل شده) از بدترین شرایط فشار بالا و دمای پایین به دست می ­آید. برای تعیین غلظت مورد نیاز MEG در آب آزاد (MEG غنی)، دمای طراحی حاشیه باید به پایین­ترین دما در بستر دریا کاهش یابد تا شرایط انبساط گاز در خط جریان در طول راه ­اندازی مجدد را فراهم نماید. مدیریت خطر هیدرات و خوردگی به شدت به درجه حرارت سیال وابسته است.درجه حرارت آب در بستر می ­تواند منفی باشد، در محدوده­ای از -۱٫۸ در زمستان تا +۱ در تابستان. مدیریت خطرات هیدرات و خوردگی بر اساس دهیدراته کردن سیال به منظور جلوگیری از حضور آب آزاد و به حداقل رساندن استفاده از مواد شیمیایی است[۳].
LDHIها نیز کاندیدای خوبی برای این هدف می­باشند که یکی از این بازدارنده­ها، بازدارنده­های هیدرات جنبشی یا KHIها هستند که اولین تجربه­ استفاده­ از آن­ها در فاز ۲ و ۳ پارس جنوبی بود. نتایج نشان داد که خطر تشکیل هیدرات کمتر از فرضیات اولیه­ طراحی با توجه به دمای بسیار پایین کف دریا بود. استفاده از تزریق KHI در سال ۲۰۰۷ به طور رسمی آغاز شد[۴].
مطالعه­ تضمین جریان در سه تجزیه و تحلیل اساسی خلاصه می­ شود: ترمودینامیک، دینامیک سیال و انتقال حرارت. تجزیه و تحلیل ترمودینامیکی خواص حالت مانند گرمای ویژه برای فشار ثابت و حجم ثابت ( و وزن مخصوص ( را تعریف می­ کند. این­ها برای تعیین مشخصات دما و فشار در امتداد خط استفاده می­شوند. بنابراین، با داده ­های دما و فشار در امتداد خط، تعیین نقطه­ی تشکیل هیدرات امکان­ پذیر است.
به طور کلی هیدرات­ها در سیستم­های نفت و گاز توسط هیدروکربن­های سبک تثبیت شده ­اند. هیدرات­ها بر خلاف یخ می­توانند در دمای بالاتر از در سیستم­های تحت فشار تشکیل شوند و بر خلاف یخ, هیدرات­ها حاوی هیدروکربن کافی برای سوزاندن هستند.
اولین قدم برای بررسی اینکه آیا جریان مطابق با مشخصات پروژه است، به دست آوردن خواص ترمودینامیکی و نمودار فاز است. برای انجام آن برنامه کامپیوتری PVTSIM استفاده شده است. بر اساس ترکیب معمول گاز دیاگرام فاز زیر به دست آمده است.
منحنی فشار-دما نشان می­دهد که سیستم باید در یک حالت ثابت و شرایط گذرا به منظور اجتناب از احتمال تشکیل هیدرات عمل کند(شکل۷). منطقه­ چپ نمودار، منطقه­ ثبات هیدرات است. ثبات هیدرات با افزایش فشار و کاهش دما افزایش می­یابد. درحالی که سمت راست نمودار به عنوان منطقه­ آزاد هیدرات به آن اشاره شده، که در آن سیستم باید به جلوگیری از تشکیل هیدرات عمل کند[۵].
شکل۷
با توجه به دمای پایین بستر دریا) (۴ و خطرات خاص مرتبط با عملیات حذف موم در سیستم آب­های عمیق، مدیریت موم یک مساله­ی بالقوه در نظر گرفته شده است. برای پیشگیری از رسوبات موم، تمرکز بر مدیریت حرارتی ترجیح داده می­ شود. خطر تشکیل هیدرات در خاموشی و راه ­اندازی مجدد و همچنین رسوب موم الزاماتی را برای عایق حرارتی گسترده­ی سیستم­های زیردریا تاسیس می­ کند..[۶]
به عنوان یکی از مهم ترین جنبه ها برای مدیریت رسوبات بر اساس دانش دقیق از میدان دما در داخل خط لوله و / یا تجهیزات زیر دریا است، هدف اصلی از این کار به اعمال فیلترهای بیزین برای پیش بینی میدان دمای ناپایدار در مقطع خط لوله در طول دوره خاموشی است.
کنترل هیدرات نیازمند توجه مداوم در حین کار است. شاخه­ های هیدرات می­توانند در عرض چند ساعت تشکیل شود و پس از آن, روزها، هفته­ها و یا حتی ماه­ها زدودن آن زمان ببرد. شایع­ترین روش استفاده شده برای زدودن پلاگ­های هیدرات کاهش فشار سیستم به فشاری کمتر از نقطه­ای که در آن هیدرات­ها در دمای محیط (آب دریا) پایدار هستند است. این فشار در حدود ۴۰۰psi است. از آنجا که شاخه­ های متعدد مشترک هستند، فرایند می ­تواند بسیار طولانی و درآمد زیادی را از دست بدهد.
محاسبات دمای حالت پایدار از فرایند تضمین جریان استفاده می­ شود تا میزان جریان و سیستم­های عایقی که مورد نیاز است تا سیستم بالای دمای تشکیل هیدرات حفظ شود را نشان دهد. محاسبات دمای گذرا استفاده می­ شود تا شرایط راه ­اندازی و خاموشی را بررسی کند[۷].
فصل دوم: مدیریت حرارتی
مدیریت حرارتی زیر آب یک عنصر کلیدی برای موفقیت عملیات تضمین جریان در میدان آب های عمیق است. تجزیه و تحلیل حرارتی یک سیستم تولید زیر دریای معمولی، که مشخصات دما را در امتداد خط جریان پیش ­بینی می­ کند، یکی از مهم ترین مراحل طراحی طرح زیر دریا و به تبع آن راه اندازی می باشد . مدیریت حرارتی میدان­های نفتی دریایی در میان سایر موارد مورد نیاز عملیاتی، یکی از مسائل اصلی برای انجام عملیات بهره برداری نفت است. زیرا زمانی که هیدروکربن ها تولید می شوند و در مسافت های طولانی انتقال داده می­شوند، برای تضمین جریان بسیار مهم است که از رسوبات جامد و تشکیل هیدرات با نظارت حرارتی کنترل و جلوگیری شود. تجزیه و تحلیل حرارتی شامل هر دو حالت پایدار و مطالعات گذرا برای مراحل مختلف طول عمر میدان است و باید به عنوان یک ابزار طراحی برای انتخاب عایق های حرارتی و / یا سیستم های گرمایش به منظور جلوگیری از تشکیل رسوب خدمت کنند.
در اغلب موارد، زمینه­ مدیریت حرارتی حداقل نیاز برای انتخاب بهترین طرح به منظور حفظ دمای سیال در داخل خطوط لوله و تجهیزات تولید زیر دریا بالاتر از حداقل درجه حرارت را تعیین می­ کند. در عملکرد حالت پایدار ، دمای سیال تولید شده وقتی در امتداد خط لوله جریان می­یابد با توجه به انتقال حرارت از طریق دیواره لوله، کاهش می یابد . این مشخصات دمایی حالت پایدار از سیال تولید شده استفاده می شود تا نرخ جریان و سیستم های عایق که برای نگه داشتن سیستم بالای حداقل درجه حرارت بحرانی در هنگام تولید مورد نیاز است را شناسایی کند. اگر در برخی از لحظه­ها شرایط جریان حالت پایدار قطع شود، مانند شرایط خاموشی، آنالیز انتقال حرارت گذرا برای سیستم زیر دریا لازم است تا اطمینان حاصل شود که دمای سیال بالاتر از محدوده دمای رسوب جامد در زمان مورد نیاز است. رسوبات جامد اصلی موم و هیدرات هستند. برای یک سیال داده شده ، این مواد جامد در ترکیب خاصی از فشار و دما رسوب می­ کنند. رسوبات موم معمولا در دماهای مختلف از تا ظاهر می­شوند. دمای تشکیل هیدرات از سوی دیگر، به طور معمول در حدود و در فشار۱۰۰ بار است. تکنیک های پیشگیری و / یا به حداقل رساندن تشکیل این رسوبات جامد با کمک تجارب میدانی و تلاش تحقیقاتی فشرده مورد حمایت قرار گرفته اند. استراتژی­ های اساسی در حال حاضر برای جلوگیری از این مشکلات عبارتند از:
اجازه ندهد تا سیستم وارد منطقه فشار / دما شود که می تواند رسوبات جامد شکل گیرد؛
نصب و راه اندازی امکانات زیر دریا برای توپک­های در حال اجرا (خراش­دهنده­های مکانیکی)؛
تزریق مواد شیمیایی مهارکننده به خطوط جریان؛
عایق حرارتی برای خطوط جریان و تجهیزات زیر دریا؛
سیستمهای گرمایش برای خطوط جریان و تجهیزات زیر دریا؛
مانیتورینگ لحظه به لحظه­ سیستم تولید و حمل و نقل.
مهم ترین جنبه های طراحی برای سیستم های تولید آب های عمیق بر اساس دمای پایین خروجی چاه و فشار هیدرواستاتیک بالا است. به طور کلی، سیستم های کنونی برای حمل و نقل سیالات تولید شده از طریق خط لوله طراحی شده ­اند با فرض اینکه تلفات حرارتی به محیط زیست قابل توجه نیستند. با این حال، تجزیه و تحلیل انتقال حرارت تجهیزات و سیستم های خط لوله از اهمیت زیادی برای پیش بینی و پیشگیری از رسوبات موم و تشکیل هیدرات برخوردار است. دانش دقیق از میدان دمایی در تجهیزات همراه با دانش از مقادیر دمای بحرانی تشکیل رسوبات جامد به منظور تضمین تداوم تولید در سطوح مورد نظر برای سودآوری باید به اندازه کافی مورد ارزیابی قرار گیرد. این مهم است که اشاره شود که در خطوط لوله، هیدرات می تواند حتی در دماهای نسبتا بالا در مخلوط نفت و گاز و آب که از چاه های تولید پمپ می­ شود، با توجه به فشار بالای درگیر می ­تواند تشکیل می شود. به تازگی، فن آوری های جدید برای شناسایی، نظارت و کنترل پارامترهای حیاتی مرتبط با تضمین جریان پدید آمده است، به دنبال اجرای اقدامات اصلاحی ترکیب، زمانی که شرایط غیر عادی شناسایی شود. برای مثال، اندازه گیری فشار، دما، سرعت جریان، ترکیب سیال ، در میان پارامترهای دیگر، ممکن است برای پیش بینی شروع مشکلات عملیاتی مورد استفاده قرار گیرد، در نتیجه اجازه­ی اقدامات اصلاحی به موقع را می­دهد.
مانیتورینگ خط لوله­ی زیر دریا و ساختارها اطلاعات مورد نیاز برای مدیریت عملیات نفت و گاز را فراهم می­ کند و به جلوگیری از آسیب­های زیست محیطی و شکست­های فاجعه­بار کمک می­ کند. با در دسترس بودن ابزارهای مدیریت داده ­ها برای انتقال اطلاعات لحظه به لحظه­ داده ­های زیر دریا به مراکز پشتیبانی و عملیاتی خشکی، اپراتورها اغلب با مقادیر زیادی از داده ­های خام اما اطلاعات کمی از آنچه که داده ­ها نشان می­ دهند روبه­رو هستند. ابزارها باید طوری طراحی شوند که مقدار داده ­های ارائه شده را کاهش دهند در حالی که اطلاعات ارائه شده به اپراتورها افزایش می­یابد.
شکل۸
به منظور ارائه­ هشداردهنده­های تضمین جریان و بهبود کیفیت مانیتورینگ اغلب از سنسورهای فیبرنوری برای اندازه ­گیری دمای توزیع شده در طول یک خط لوله استفاده می­ شود[۸]. همه سنسورهای فیبر نوری با سیستم مانیتورینگ نرم­افزاری یکپارچه شده ­اند تا داده ­ها را در دو نمونه در هر ثانیه برای هریک از سنسورها در قالب خام و نتایج محاسبه شده برای فشار ودما جمع­آوری کنند. ایستگاه­های حسگر همان­طور که در شکل ۹ نشان داده شده است بر لوله­ها نصب می­شوند.
شکل۹
نرم­افزار اکتساب داده ­ها بر اساس داده ­های جمع­آوری شده از ماژول حسگر نوری طراحی و در فرکانس ۲HZ به روز رسانی می­ شود. اندازه ­گیری­ها به عنوان طیف وسیعی از مقادیر بیش از یک فرکانس محدود به سنسور نوری برگردانده می­ شود. اندازه ­گیری­های منحصر به فرد توسط پیک­ها در طیف توان مشخص می­شوند. محل پیک برای مقایسه با مقادیر پایه شناسایی و ثبت می­ شود. ابزارهای تصمیم ­گیری که سیستم فراگیری است از روش­های بیزین به منظور تعیین داده ­های تولید استفاده می­ کند.
سنسورهای فیبر نوری دارای پیکربندی­های مختلفی هستند و FBG^[2] یکی از شایع­ترین آن­هاست. یکی از مزیت­های FBG حساسیت بالای آن نسبت به دما و فشار است. طول موج FBG حساس به تغییرات بعدی و دما است. تغییرات در فشار یا دما باعث تغییر طول موج FBG می­ شود که منجر به اندازه ­گیری نوری طول موج کدگذاری شده می­ شود. توسط این تغییر طول موج تعیین فشار یا دمای مطلق صورت می­گیرد[۹]. سنسورهای فیبر نوری مانیتورینگ فشار، دما، ارتعاش و جریان را به صورت لحظه به لحظه برای خطوط لوله در آب­های عمیق ارائه می­ دهند. سنسورهای فیبر نوری در کاربردهای آب­های عمیق به دلیل قابلیت تسهیم، ایمنی نسبت به دخالت الکترومغناطیسی، استحکام و توانایی انتقال سیگنال در فواصل طولانی مورد توجه هستند.
ویژگی­های کلیدی سنسور فیبر نوری به شرح زیر است:
بسیار سبک وزن و در اندازه­ های کوچک هستند.
عمر طولانی دارند و در برابر خوردگی مقاوم­اند
تاثیر کم یا هیچ تاثیری بر ساختار فیزیکی ندارند، می­توانند جاسازی و یا متصل به بخش خارجی شوند
سخت افزار الکترونیکی و پشتیبانی جمع و جور دارند
می­توانند به راحتی تسهیم شده و هزینه را به طور قابل توجهی کاهش دهند (بسیاری از سنسورها می­توانند در خط فیبر نوری قرار گیرند به­گونه ­ای که به طور قابل توجهی کابل کشی مورد نیاز را کاهش و تعداد کل مکان­های اندازه ­گیری را افزایش دهند)[۱۰].
حساسیت بالایی دارند
چند منظوره هستند، می­توانند فشار، دما و ارتعاش را اندازه بگیرند
نیاز به هیچ جریان الکترونیکی ندارند و به تداخل الکترومغناطیسی (EMI) ایمن هستند
برای نصب و راه ­اندازی اطراف مواد منفجره و یا مواد قابل اشتعال ایمن هستند.
کنترل برای خطوط لوله از طریق SCADA (کنترل نظارتی و اکتساب داده ­ها) انجام می­ شود. برنامه­ی کاربردی نرم­افزار SCADA کنترل فرایند، جمع­آوری داده ­ها به صورت لحظه به لحظه در مکان­های راه دور به منظور کنترل تجهیزات و شرایط و اجرای اقدامات اصلاحی را فراهم می­ کند. سیستم­های کنترل شامل اجزای سخت افزار و نرم­افزار هستند. سخت افزار داده ­ها را جمع­آوری و به یک شبکه کامپیوتری که نرم­افزار SCADA برآن نصب شده است تغذیه می­ کند. سپس کامپیوتر داده ­ها را پردازش می­ کند و آن­ها را به موقع ارائه می­دهد. SCADA همچنین تمام وقایع را در یک فایل ذخیره شده بر روی دیسک سخت و یا دیگر رسانه­های ذخیره سازی با ظرفیت بالا ثبت می­ کند. مداخله­ی اپراتور یا اقدام اصلاحی اتوماتیک در مرکز کنترل اجرا می­ شود. سود اصلی SCADA برای شناسایی و تصحیح سریع مشکلات است. تنظیمات به فرایند می ­تواند برای اطمینان از تضمین جریان و بهینه سازی سیستم ساخته شود و همچنین به کاهش هزینه­ های نگهداری کمک می­ کند.
معماری سیستم: تولید نفت و گاز به عنوان کنترل فرایند فیدبک، شامل اندازه ­گیری، مدل­سازی و کنترل ارائه می­ شود.
شکل۱۰
کابرد فن­آوری خط لوله­ی هوشمند تشخیص و مانیتورینگ لحظه به لحظه­ پارامترهای تضمین جریان مورد نظر و اجرای اقدامات اصلاحی زمانی که شرایط غیرعادی می­ شود است.
همچنین برای انتقال داده ­ها از کابل­های فیبر نوری استفاده می­ شود که دارای استحکام بالایی در مقابل شرایط محیطی هستند و ارتباطی بین واحدهای اندازه ­گیری و اتاق کنترل هستند. نمونه ­ای از کابل­های اندازه ­گیری در شکل ۱۱ نشان داده شده است[۱۱].
شکل ۱۱
فصل سوم: تخمین حالت
تخمین