پيشگيري از انسداد خطوط انتقال دريايي توسط هيدرات گازي به كمك بازدارنده سنتيكي

Prevention of Marine Pipeline Plugging by Gas Hydrate Using Kinetic Inhibitor

احتمال تشكيل هيدرات زماني كه سيال هيدروكربني حاوي آب در خط لوله جرياني در منطقه تشكيل هيدرات قرار گرفته وجود دارد. علاوه بر اين، هيدرات‌ها ممكن است در يك خط جرياني دريايي كه عايق‌بندي خوبي نشده است، به دليل انتقال حرارت بين آب دريا و سيال در خط جريان، تشكيل شوند.اين مقاله به بررسي نتايج اعمال يك بازدارنده سينتيكي ، به منظور پيشگيري از مسدودسازي خط لوله با توجه به قرارگيري تجهيزات بالادستي در زيردريا مي پردازد. مطالعه انجام شده شامل شبيه‌سازي جريان چند فازي براي ارزيابي خطر تشكيل هيدرات به كمك نرم افزار الگا و استفاده از بازدارنده سينتيكي براي جلوگيري از انسداد خطوط لوله با هيدرات است. طولاني‌ترين زمان توقف توليد در قسمت بالادست جريان حدود 47 ساعت برآورد شده است. درنتيجه، در شبيه‌سازي جريان چند فازي، دما در خط لوله، در طول توقف توليد سيستم، از 40 به 5 درجه سانتي‌گراد كاهش مي‌يابد كه شرايط را براي تشكيل هيدرات مهيا مي‌كند؛ از اين رو، پلي وينيل كاپرولاكتام براي به تأخير انداختن تشكيل هيدرات براي مدتي طولاني‌تر از زمان از دست دادن گرما استفاده شد. نتيجه شبيه سازي نشان مي دهد كه نرخ تزريق 0.75% وزني پلي وينيل كاپرولاكتام ، 0.6 بار در سال براي جلوگيري از انسداد، موردنياز است، درحالي‌كه 30% وزني مونو اتيلن گليكول تحت شرايط يكسان موردنياز مي‌باشد. اين رويكرد، دستورالعملي را براي تزريق بازدارنده سينتيكي با توجه به زمان توقف سيستم و عملكرد جريان در خط لوله گاز به‌عنوان يك استراتژي مديريت ريسك براي كاهش خطرات عملياتي در سكوي گاز دريايي ارائه مي‌كند.

There is a possibility of hydrate formation when the hydrocarbon fluid containing water is located in the hydrate formation zone in the flow pipeline. Additionally, hydrates may form in a poorly insulated marine flowline due to heat transfer between the seawater and the fluid in the flowline. This paper presents the results of applying a kinetic inhibitor, in order to prevent pipeline blockage due to the placement of upstream equipment in the submarine. The proposed method represented includes multiphase flow simulation to assess the risk of formation and the consumption of kinetic hydrate inhibitor (KHI) to prevent hydrate plugging of pipelines. The longest shudown time in the upstream part of the flow pipeline is estimated to be around 47 hours. As a result, in the multiphase flow simulation, the temperature in the pipeline, during system shutdown, drops from 40 to 5°C, which provides the conditions for hydrate formation; therefore, polyvinyl caprolactam (PVCap) as a kinetic hydrate inhibitor was used to delay the hydrate formation for a longer time than the heat loss time. As a result, the injection rate of 0.75 wt% of PVCap, 0.6 times per year is required to prevent plugging, while 30 wt% of mono ethylene glycol ( MEG) is required under the same conditions. This approach provides a guideline for KHI injection concerning system downtime and flow performance in the gas pipeline as a risk management strategy to reduce operational risks in the offshore gas platform.