پیشگیری از انسداد خطوط انتقال دریایی توسط هیدرات گازی به کمک بازدارنده سنتیکی

احتمال تشکیل هیدرات زمانی که سیال هیدروکربنی حاوی آب در خط لوله جریانی در منطقه تشکیل هیدرات قرار گرفته وجود دارد. علاوه بر این، هیدرات‌ها ممکن است در یک خط جریانی دریایی که عایق‌بندی خوبی نشده است، به دلیل انتقال حرارت بین آب دریا و سیال در خط جریان، تشکیل شوند.این مقاله به بررسی نتایج اعمال یک بازدارنده سینتیکی ، به منظور پیشگیری از مسدودسازی خط لوله با توجه به قرارگیری تجهیزات بالادستی در زیردریا می پردازد. مطالعه انجام شده شامل شبیه‌سازی جریان چند فازی برای ارزیابی خطر تشکیل هیدرات به کمک نرم افزار الگا و استفاده از بازدارنده سینتیکی برای جلوگیری از انسداد خطوط لوله با هیدرات است. طولانی‌ترین زمان توقف تولید در قسمت بالادست جریان حدود 47 ساعت برآورد شده است. درنتیجه، در شبیه‌سازی جریان چند فازی، دما در خط لوله، در طول توقف تولید سیستم، از 40 به 5 درجه سانتی‌گراد کاهش می‌یابد که شرایط را برای تشکیل هیدرات مهیا می‌کند؛ از این رو، پلی وینیل کاپرولاکتام برای به تاخیر انداختن تشکیل هیدرات برای مدتی طولانی‌تر از زمان از دست دادن گرما استفاده شد. نتیجه شبیه سازی نشان می دهد که نرخ تزریق 0.75% وزنی پلی وینیل کاپرولاکتام ، 0.6 بار در سال برای جلوگیری از انسداد، موردنیاز است، درحالی‌که 30% وزنی مونو اتیلن گلیکول تحت شرایط یکسان موردنیاز می‌باشد. این رویکرد، دستورالعملی را برای تزریق بازدارنده سینتیکی با توجه به زمان توقف سیستم و عملکرد جریان در خط لوله گاز به‌عنوان یک استراتژی مدیریت ریسک برای کاهش خطرات عملیاتی در سکوی گاز دریایی ارائه می‌کند.

prevention of marine pipeline plugging by gas hydrate using kinetic inhibitor

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.