رهاسازی و ترک منطقهی دارای پوشش شنی از مباحث مهم در زمینه نفت، گاز و انرژی می باشد.خوردگی کف مخازن را می توان با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
خوردگی کف مخازن نفتی یکی از مشکلات مهم ذخیره سازی نفت خام و مایعات گازی است. نشست مخازن بزرگ نفتی موجب آلودگی آب های زیرزمینی و وارد آمدن خسارت های جبران ناپذیر به محیط زیست می شود. در گذشته کف مخازن (قسمت بیرونی مخزن که با زمین در ارتباط است) با به کارگیری حفاظت کاتدی نتوانسته است به طور کامل مانع از نشت و جلوگیری از خوردگی کف مخازن ذخیره نفت شود.
در این مقاله دلایل ناتوانی سیستم حفاظت کاتدی در جلوگیری از خوردگی کف مخازن نفتی و آخرین روشهای مورد استفاده برای حفاظت کف مخازن بررسی می شود.
به کارگیری سیستم حفاظت کاتدی، بازدارنده های خوردگی از نوع فاز بخار و به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و بازدارنده های خوردگی فاز بخار از جمله روش های حفاظت از خوردگی کف مخازن است.
مشکلات روش های حفاظت کاتدی:
نتایج تجربی نشان می دهد سیستم حفاظت کاتدی به تنهایی قادر به حفاظت خوردگی کف مخازن نیست و در موارد متعدد دچار نشت شده است. این درحالی است که کف مخازن در پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد.
یکی از روش های توزیع مناسب پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن به کارگیری بستر آندی است. به گونه ای که موجب توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخازن شود که شامل، به کارگیری آندهای کم عمق در اطراف مخزن، آندهای افقی و سیمی در زیر کف مخزن است.
در روش اول به علت تخلیه جریان حفاظت کاتدی در لایه سطحی زمین، باعث افزایش ضریب حفاظتی (Over protection) در خطوط لوله مدفون در خاک و مجاور مخازن می شود، بنابراین از این روش نمی توان در پالایشگاه ها استفاده کرد. در روش دوم آندهای سیمی به صورت مارپیچ در فونداسیون کف مخزن قرار می گیرد و این روش برای مخازن موجود قابل استفاده نیست.
یکی دیگر از روش های توزیع پتانسیل حفاظت کاتدی در کف مخزن عایق سازی الکتریکی هر یک از مخازن از یکدیگر است. در این روش هر یک از مخازن توسط فلنچ عایقی به همراه مقاومت الکتریکی از یکدیگر جدا می شوند.
به کارگیری پوشش در کف مخزن ها نیز یکی دیگر از روش هایی است که در توزیع حفاظت کاتدی در کف مخزن استفاده می شود. به دلیل مشکلات اجرایی اعمال پوشش بر روی ورق فولادی کف مخازن نفتی و گازی امکان پذیز نمی باشد. حرارت ناشی از جوشکاری صفحات کف مخزن، باعث از بین رفتن پوشش آنها می شود، در نتیجه پوشش مناسبی برای حفاظت از این نواحی نیست.
بنابراین به جای پوشش دادن ورق فولادی کف مخزن، محل نصب مخزن به خوبی پوشش داده می شود و اطراف مخزن را به خوبی آب بند می کنند. پوشش مزبور چسبندگی به کف مخزن ندارد، در چنین شرایطی این پوشش در حکم سپر برای جریان حفاظت کاتدی عمل می کند و اگر به دلایلی الکترولیک به ناحیه بین پوشش و کف مخزن نفوذ کند، حفاظت کاتدی قادر به مقابله با خوردگی آن نخواهد بود.
به دلیل آن که پوشش مزبور حالت سپر الکتریکی دارد، اندازه گیری پتانسیل کف مخزن چنین حالتی را نشان نمی دهد و کف مخزن در محدوده پتانسیل حفاظت کاتدی قرار دارد ولی خوردگی در کف آن اتفاق می افتد.
از طرف دیگر اگر کف مخزن مستقیما بر روی فونداسیون بتنی قرار گیرد، کلیه نواحی کف مخزن قادر به ایجاد ارتباط الکتریکی مناسب با فونداسیون بتنی نخواهد بود و بنابراین حفاظت کاتدی نمی تواند به خوبی کف مخزن را تحت حفاظت خود قرار دهد.
نتایج تجربی موجود نشان می دهد مخازن نفتی با وجود حفاظت کاتدی کف آنها دچار خوردگی می شود و نشت مواد نفتی به آبهای زیر زمینی موجب ایجاد خسارت های زیادی به آب های زیر زمینی شده است.
روش های جدید حفاظت خوردگی کف مخازن امروزه می توان خوردگی کف مخازن را با به کارگیری همزمان حفاظت کاتدی و ممانعت کننده خوردگی از نوع فاز بخار و یا تنها با به کارگیری وی سی آی (VCI) تحت کنترل قرار داد.
مواد وی سی آی، ممانعت کننده فاز بخار، می توانند در محیط بسته سطح فلز را در برابر عوامل خورنده مثل آب، بخار، کلریدها، سولفید هیدروژن و مواد خورنده دیگر در محیط های صنعتی حفاظت کنند.
فشار بخار مواد مذکور کم است، بنابراین در فشار اتمسفر و دمای محیط بخار می شوند. در محیط بسته بخارهای ایجاد شده بر روی سطح میعان کرده و توسط مولکول های سطح قطعات جذب شده و منجر به توقف یا تاخیر در انجام واکنش های خوردگی می شوند. روش مذکور به عنوان یکی از روش های استاندارد محافظت کف مخازن نفتی مطرح شده است.
روش دیگر تزریق مداوم وی سی آی از طریق شبکه ای از لوله های سوراخ دار است. این لوله ها در زیر مخزن و در داخل فندانسیون بتنی کف قرار می گیرند. مواد بازدارنده خوردگی از طریق لوله های مزبور در کف مخزن تزریق می شود. بدیت ترتیب با توزیع وی سی آی در کف مخزن، از خوردگی آن جلوگیری می شود. برای جلوگیری از ایجاد جرقه در نتیجه تمرکز الکتریسیته ساکن، باید مقاومت سطح پوشش درونی مخزن کمتر از ۱۰۸ اهم باشد.
سیستم های پوشش دهنده درون مخازن ذخیره نفت:
جهت دیواره و کف از پوشش اپوکسی فنولیک با هاردنر آمین و با خاصیت آنتی استاتیک استفاده شود. که این پوشش به دلیل ایجاد کراس لینک (Cross-linK) بالا، منجر به ایجاد پوشش سخت و مقاوم خواهد شد.
روش دیگر استفاده از پوشش پلی اورتان با خاصیت آنتی استاتیک که برای دیواره مخازن استفاده می شود. چنانچه کف مخزن توسط کامپوزیت کلاس اپاکسی (Glass-Epoxy) یا کلاس پلی استر (Glass-Polyester) روکش شده است، لازم است ژل کت سطحی آن دارای خاصیت آنتی استاتیک باشد.
مقاومت پوشش ها در حدود ۱۰ اهم است و چنین مقاومتی تنها مانع از بروز جرقه توسط انباشته شدن الکتریسیته ساکن می شود و از لحاظ الکتریکی چنین موادی تقریبا در ردیف مواد نیمه رسانا قرار دارند.
آندهای فدا شونده که در داخل مخازن به کار می روند علاوه بر جلوگیری از خوردگی، عامل تخلیه بارهای الکتریسته ساکن نیز محسوب می شود.
به طور کلی مخازن نفتی زیادی در کشور دچار نشت شده است. این موضوع ضررهای اقتصادی جبران ناپذیری به محیط زیست وارد کرده است. با توجه به اهمیت بالای حفظ محیط زیست و نیز جلوگیری از هدر رفتن نفت خام و مایعات گازی لازم است روش های جدید مقابله با خوردگی کف مخازن نفتی مورد توجه قرار گیرد.
استفاده از تکنولوژی ژل برای بستن و ترک یک منطقهی بدون تولید در مناطق دریایی لوییزیانا موجب شده است تا هم در زمان دکل-روز و هم در هزینه‌ی مربوطه صرفه‌جویی شود. مقدار هزینه‌ی صرفه‌جویی شده برای اپراتور در مقایسه با روشهای مرسوم می باشد.
هدف از این کار بستن و ایزوله کردن شبکه‌ی زون‌های بدون تولید پیش از تکمیل دوباره‌ی یک زون پرفشار عمیق‌تر می‌باشد. معمولا یک چاه ابتدا از پایین‌ترین زون تکمیل می‌شود. وقتی یک لایه‌ی تولیدی تخلیه شد، سیمان به درون شبکه‌ها پمپ شده و یک پلاگ مسدود کننده درون لوله‌ی جداری تولیدی در بالای زون تخلیه شده بسته (set) می‌شود. پس از بسته شدن شبکه‌ها ، یک منطقهی تولیدی جدید در عمق کمتر ایجاد می‌شود. این پروسه تا تخلیه‌ی تمامی زون‌های تولیدی تکرار می‌شود. سرانجام ممکن است چاه به مسیر دیگری انحراف داده شود(side Track) و یا بطور موقت/همیشه رها شود.
در این چاه بخصوص، به جای مشبک‌کاری در یک عمق کمتر، یک منطقهی تولیدی جدید در حدود فوت پایین‌تر پیشنهاد شد. برای پیچیده کردن بیشتر موضوع، زون تخلیه شده‌ی فعلی دارای پوشش شنی (gravel packed) بود که برای اپراتور یک نوع چالش منحصر به فرد به شمار می‌آمد. منطقهی تولیدی جدید عمیق‌تر از زون تولیدی فعلی بود و این یعنی اینکه اگر سیمان برای ایزوله کردن منطقهی تخلیه شده استفاده شود، پیش از ایجاد شبکه‌های جدید نیاز به حفاری سیمان توسط لوله مغزی سیار وجود داشت. گزینه‌ی دیگر (گرانتر) آوردن دکل حفاری به سر چاه، بیرون کشیدن لوله مغزی و رشته‌ی تکمیل، تزریق سیمان به درون زون تخلیه شده (Squeeze)، انجام تعمیر کامل چاه (Full Work Over) و تکمیل دوباره‌ی زون جدید بود. انجام هر دو پروسه نیاز به چندین روز زمان ،تجهیزات و انرژی بسیار بود که نهایتا به هزینه‌ی زیاد منجر می‌شد.
راه حل:
با توجه به منحصر به فرد بودن پروژه، هیئت مهندسی در Superior Energy Services استفاده از ژل WellPRO HydroFIX Gel را در یک اقدام توصیه کرد تا زون بدون تولید با این ژل بسته شده و امکان استفاده از مناطق تولیدی عمیق‌تر فراهم آید. شرکت چندین دلیل برای استفاده از این محصول بیان کرد. اول از همه، ماده‌ی درزگیر (Sealant) به درون سازند و پوشش شنی (Gravel Pack) نفوذ کرده و آن را کاملا مسدود می‌سازد و پس از آن با تلاش اندکی ژل از درون چاه و رشته تکمیل پاک (حذف) می‌شود. دلیل دیگر که آنها در چنین موقعیتی از ژل بجای دوغاب سیمان استفاده کردند این بود که خاصیت نفوذ ژلهای مسدودکننده بسیار بیشتر از سیمان است که این بدلیل نداشتن ذرات جامد می‌باشد.
در ازای آن ژل دارای پلیمرهای یونی با وزن مولکولی پایین می‌باشد که وقتی با عامل چندزنجیره‌ای پیچیده‌ی کربوکسیلی ترکیب شود یک ژل لاستیک مانند ایجاد می‌کند. پیش از ایجاد زنجیره‌های متقاطع، ژل دارای ویسکوزیته‌ی بسیار پایین بوده که موجب تزریق بسیار آسان آن شده و همچنین به راحتی به درون توری شنی و شبکه‌ها نفوذ می‌کند. پس از آنکه ژل بست حرکت سیال متوقف می‌شود.
پیش از توصیه‌ی این عامل درزگیر (Sealant)، یک برآورد مهندسی اجرایی در مورد قسمت‌های چاه و پارامترهای عملیاتی بعمل آمد. از لاگ بستن سیمان (Cement Bonding Log) بازدید و کیفیت جداسازی لایه‌ها آنالیز شد. در این عملیات معلوم شد که مطمئنا شرایط سیمان هنگام سیمانکاری لوله‌ی جداری مناسب بوده و جداسازی دو زون بخوبی انجام گرفته است. در پروسه‌های ارزیابی مهندسی، این مرحله بسیار حیاتی بود. اگر پیوستگی سیمان نامرغوب یا کم بوده باشد، احتمال اینکه ژل به درون یک زون اشتباه تزریق شود، وجود داشت.
پس از اینکه از ایزوله بودن زون‌ها اطمینان حاصل شد، ترکیب درزگیر(Sealant) و غلظت کندساز(Retarder) در آزمایشگاه بهینه‌سازی و تست‌هایی در شرایط چاه بر روی آن انجام شد. تکینیک جاگذاری مورد نظر حین تست‌های آزمایشگاه شبیه‌سازی شد. در آخر، روش انجام کار نهایی، اصلاح و پیش از رسیدن به محل در طول یک کنفرانس تلفنی با پرسنل مربوطه مطرح و تمامی جزئیات طرح‌های احتمالی معین شد.
پس از بازدید از مشخصات سازند و شرایط چاه، مشخص شد که یک حجم از ژل دارای وزن مولکولی پایین (LMW) که با حجم کوچکتری از ژل دارای وزن مولکولی بالا (HMW) دنبال می‌شود، بهترین ترکیب ممکن درزگیرها را در این شرایط خاص می‌دهد. تنها با مقدار کمی اختلاف فشار ژل دارای وزن مولکولی کم به درون پوشش شنی (Gravel Pack) و سازند نفوذ می‌کند، یعنی جایی که ژل با وزن مولکولی بالا نمی‌تواند وارد شود. چون چاه روی خلا نسبی است (Vacuum)، ژل دارای وزن مولکولی بالا اضافه می‌شود تا از نفوذ زیاد درزگیر (Sealant) به درون سازند جلوگیری کند.
هفده بشکه از ژل درزگیر (Sealant) دارای وزن مولکولی پایین بوسیله‌ی یک میکسر در سطح مخلوط شده، سپس از طریق لوله مغزی سیار به درون چاه پمپ شد. به دنبال این ژل، حدود شش بشکه از ژل دارای ورن مولکولی بالا تزریق شد که این ژل با مقادیری از خاک دیاتومه (Diatomaceous Earth) مخلوط شده بود. DE از فرار ژل جلوگیری کرده و اجازه می‌دهد در سطح سازند ببندد(سفت شود). سپس هر دو درزگیر (Sealant) در حالی که رشته لوله مغزی سیار در مقابل پوشش شنی (Gravel Pack) گردش می‌کرد به درون چاه تزریق شدند. چون ستون سیال مشخص نبود، درزگیر (Sealant) از درون لوله مغزی سیار خارج شده و فرصت داشت تا به درون سازند کشیده شود. البته در محل به درزگیرها مطابق نتایج آزمایشگاهی که پیش از عملیات انجام شده بود فرصت کافی برای آماده‌سازی داده شد.
پس از آنکه به ژل مدت زمان کافی برای سخت شدن داده شد، رشته‌ی تکمیل با گردش جت مانند گل توسط لوله مغزی سیار تمیز شد و برگشت کامل گل بعد از شروع گردش، مشاهده شد. قبل از شستن تور سیمی پوشش شنی (Gravel Pack)، یک گردش کامل گل انجام شد تا چگالی معادل گردش گل(Equivalent Circulating Density) در رشته‌ی تکمیل کاهش یابد و احتمال گیر کردن لوله مغزی سیار در چاه از بین برود. اگر گل برگشتی یکباره هرز می‌رفت، ب درون منطقهی دارای پوشش شنی (Gravel Pack) نفوذ کرده بود و راهی برای خروج ژل از رشته‌ی تکمیل نبود.
هنگامی که گل تمیز در خروجی مشاهده شد، رشته لوله مغزی سیار تا پایین شبکه‌های جدید پایین آورده شد که سرتاسر محدوده‌ی تولیدی جدید را تمیز کرد. در آخر رشته لوله مغزی سیار تا بالای پوشش شنی (Gravel Pack) بالا کشیده شد که گردش گل برای آخرین بار تمیز بود.
منبع:
۱- گروه علمی تحقیقاتی نفت تایمز
۲-
۳- مهندس حدادی