توصيفگر ها :
هيدرات گازي , سولفيدهيدروژن , گاز ترش , بازدارنده‌هاي ترموديناميكي , نمك‌ها , مونواتيلن‌گليكول , روش حجم‌ثابت با گرمايش مرحله‌اي
چكيده فارسي :
با افزايش مداوم تقاضا براي انرژي، ميدان‌هاي نفت و گاز به سمت حفاري در آب‌هاي بسيارعميق سوق پيدا مي‌كنند، به نحوي كه منجر به تحميل شرايط عملياتي سختي از نظر فشار، دما و شوري آب مي‌شود. اين شرايط، چالش‌هاي تضمين جريان قابل توجهي، به‌ويژه تشكيل هيدرات گازي را ايجاد مي‌كند. در همين راستا، با توجه به حضور گسترده سولفيدهيدروژن در لايه‌هاي عميق‌تر برخي مخازن نفت و گاز و ضرورت حفاري دريايي، موضوع پيش‌بيني قابل اطمينان از تعادل فازي هيدرات در شرايط سخت عملياتي (از نظر درصد شوري بالا و فشارهاي بالا) براي توسعه و بهره‌برداري در توليد نفت و گاز واقع در آب‌هاي بسيارعميق از اهميت خاصي برخوردار است. به همين منظور، جهت پيشگيري از بروز اختلالات در ايمني جريان انتقال گاز و تحميل هزينه‌هاي سنگين به صنايع نفت و گاز، تزريق بازدارنده‌هاي شيميايي به عنوان عملي‌ترين راه جلوگيري از تشكيل هيدرات گاز ترش است. از طرفي با توجه به محدوديت بازدارنده‌هاي سينتيكي در مسيرهاي طولاني و آب‌هاي سرد و همچنين اهميت حضور مقدار مشخصي ميعانات (فاز هيدروكربني) جهت استفاده از بازدارنده‌هاي ضد تجمعي، ضرورت استفاده از بازدارنده‌هاي ترموديناميكي كاملاً احساس مي‌شود. گليكول‌ها و نمك‌ها از رايج‌ترين مواد شيميايي هستند كه به‌صورت گسترده در صنعت به عنوان بازدارنده‌هاي ترموديناميكي هيدرات استفاده مي‌شوند. در اين پژوهش به بررسي آزمايشگاهي اثر تركيب مونواتيلن‌گليكول و شوراب حاوي نمك‌هاي كلريدسديم يا كلريدكلسيم بر بازدارندگي هيدرات گاز ترش به‌وسيله روش حجم‌ثابت با گرمايش مرحله‌اي پرداخته شد. گاز ترش مورد استفاده در اين پژوهش، مخلوط گاز سنتز شده سه‌جزئي ساخته شده از گازهاي متان، پروپان و سولفيدهيدروژن و در فاز مايع از آب خالص (سيستم شاهد)، محلول آبي 20 درصد وزني مونواتيلن‌گليكول، تركيب مونواتيلن‌گليكول با غلظت ثابت 20 درصد وزني و شوراب حاوي نمك كلريدكلسيم با غلظت 10 درصد وزني، شوراب حاوي نمك كلريدسديم با غلظت 10 درصد وزني و يا شوراب حاوي تركيب نمك‌هاي كلريدكلسيم و كلريدسديم به‌ترتيب با غلظت‌هاي 6 و 4 درصد وزني استفاده شد. نتايج نشان داد كه درصد انحراف مطلق بين داده‌هاي آزمايشگاهي در مقايسه با پيش‌بيني نرمافزار HydraFlash براي شرايط تجزيه هيدرات گاز ترش، به علت خطاي معادلات حالت در نرمافزار در پيش‌بيني داده‌هاي تعادل فازي هيدرات براي سيستم‌هاي مختلف مورد بررسي، در فشارهاي بالاتر بيشتر شده است. با اين حال، داده‌هاي آزمايشگاهي به‌دست آمده براي تمامي سيستم‌ها با درصد ميانگين انحراف مطلق كلي 12/0، تطابق‌پذيري قابل قبولي با پيش‌بيني نرمافزار HydraFlash داشته است. همچنين براساس نتايج آزمايشگاهي، حضور مواد مختلف به دليل ايجاد خاصيت بازدارندگي ترموديناميكي در سيستم، تغيير نمودار تعادلي هيدرات گاز ترش سه‌جزئي متان، پروپان و سولفيدهيدروژن به سمت چپ نمودار تعادلي براي سيستم آب مقطر را به‌همراه داشته است. از طرفي، نتايج داده‌هاي تعادلي مربوط به سيستم‌هاي مختلف نشان داد كه منحني تعادلي هيدرات گاز ترش سه‌جزئي متان، پروپان و سولفيدهيدروژن در حضور محلول‌هاي آبي حاوي مونواتيلن‌گليكول با غلظت 20 درصد وزني، محلول 20 درصد وزني مونواتيلن‌گليكول + 10 درصد وزني كلريدكلسيم، محلول 20 درصد وزني مونواتيلن‌گليكول + 6 درصد وزني كلريدكلسيم + 4 درصد وزني كلريدسديم و در حضور محلول 20 درصد وزني مونواتيلن‌گليكول + 10 درصد وزني كلريدسديم به‌ترتيب در حدود 5/5، 76/10، 12 و 5/13 كلوين به سمت چپ نمودار تعادلي براي سيستم شاهد حركت كرده است. بنابراين سيستم بازدارنده شامل اتيلن‌گليكول با غلظت 20 درصد وزني و شوراب حاوي نمك كلريدسديم با غلظت 10 درصد وزني، بهترين عملكرد در بازدارندگي هيدرات گاز ترش را از خود نشان دادند.
چكيده انگليسي :
As energy demands continuously increase, oil and gas fields are moving towards drilling in very deep waters, which leads to the imposition of severe operating conditions in terms of pressure, temperature, and water salinity. These conditions pose significant flow assurance challenges, especially gas hydrate formation. In this regard, due to the widespread presence of hydrogen sulfide in the deeper layers of some oil and gas reservoirs and the need for offshore drilling, the issue of reliable prediction of hydrate phase equilibrium under extreme operating conditions (in terms of high salinity and high pressures) is of particular importance for development and operations of oil and gas production in very deep waters. To this end, in order to prevent disruptions in the safety of gas transmission flow and impose heavy costs on the oil and gas industry, the injection of chemical inhibitors is the most practical way to prevent the formation of sour gas hydrates. On the other hand, due to the limitations of kinetic inhibitors in long distances and cold waters, as well as the importance of the presence of a certain amount of condensate (hydrocarbon phase) to use anti-agglomeration inhibitors, the need for thermodynamic inhibitors is fully felt. Glycols and salts are the most common chemicals widely used in industry as thermodynamic inhibitors of hydrate. In this study, the effect of the combination of monoethylene glycol and brine containing sodium chloride or calcium chloride salts on the inhibition of sour gas hydrate by isochoric method with stepwise heating was investigated. The sour gas used in this study is a three-component synthesized gas mixture made from methane, propane and hydrogen sulfide gases and in the liquid phase, pure water (blank system), aqueous solution of 20% by weight of monoethylene glycol, combination of monoethylene glycol with a constant concentration of 20% by weight and brine containing calcium chloride salt with a concentration of 10% by weight, brine containing sodium chloride salt with a concentration of 10% by weight and or brine containing sodium chloride salt with a concentration of 10% by weight or brine containing a combination of calcium chloride and sodium chloride salts with concentrations of 6% and 4%, respectively, was used. The results showed that the percentage of absolute deviation between experimental data compared to the HydraFlash software prediction for dissociation conditions of sour gas hydrates increased at higher pressures, because of an error of equations of state in software in predicting hydrate phase equilibrium data for different systems under consideration. However, the experimental data obtained for all systems with an average total absolute deviation of 0.12 had acceptable compatibility with the prediction of HydraFlash software. Also, according to the experimental results, the presence of different materials due to the thermodynamic inhibitory properties in the system, led to a change in the equilibrium diagram of the three-component sour gas hydrate of methane, propane and hydrogen sulfide to the left of the equilibrium diagram for the distilled water system. On the other hand, the results of equilibrium data related to different systems showed that the equilibrium curve of three-component sour gas hydrate of methane, propane and hydrogen sulfide in the presence of aqueous solutions containing monoethylene glycol with a concentration of 20% by weight, 20% by weight solution of monoethylene glycol + 6% by weight of calcium chloride + 4% by weight of sodium chloride and in the presence of 20% by weight solution of monoethylene glycol + 10% by weight of sodium chloride, about 5.5, 10.76, 12 and 13.5 K, respectively, moved to the left of the equilibrium diagram for the blank system. Therefore, the inhibition system, including brine containing sodium chloride salt with a concentration of 10% by weight, had the best performance in inhibiting sour gas hydrate.
