مقدمه :
ممانعت كننده ها افزودني هايي هستند كه با ايجاد تغيير و تحول بر روي سطح فلزات ، محيط و يا هر دو خوردگي را تحت كنترل در آورده ، شيوه عمل آنها ايجاد تغييرات در واكنش هاي آندي ، كاتدي و يا هر دو آنها است . ممانعت كننده هاي بسيار زيادي با تركيبات مختلف موجود مي باشند ؛ اكثر اين مواد با آزمايشات تجربي پيدا شده و اصلاح يافته اند و بسياري از آنها با نام هاي تجاري عرضه مي گردند و تركيب شيميايي آنها مخفي نگه داشته مي شود . به همين دليل

فرآيند حفاظت به اين روش به طور كامل مشخص و روشن نيست . ممانعت كننده ها را مي توان بر حسب مكانيزم و تركيب طبقه بندي نمود . با توجه به تركيب ممانعت كننده ها به دو دسته اصلي معدني ( Inorganic) و آلي ( Organic) تقسيم مي گردند . بر حسب مكانيزم عمل دو نوع مشخص بازدارنده وجود دارد :
نوع A : كه لايه يا فيلمي محافظ روي سطح فلز تشكيل داده يا نوعي واكنش با فلز انجام مي دهند ( مثلا روئين كردن )
نوع B : موادي كه قدرت خورندگي محيط را كم مي كنند.
ضمنا بازدارنده هاي AB هم وجود دارند كه هم مي توانند با فلز واكنش انجام داده و هم قدرت خورندگي محيط را كم كنند ، ولي هميشه يكي از خاصيت ها حاكم بر ديگري است. بازدارنده هاي نوع A بسيار متداول بوده در حاليكه بازدارنده هاي نوع B كمتر متداول هستند . انواع اصلي بازدارنده ها به ترتيب زير طبقه بندي مي شوند :

نوع ІA: بازدارنده هايي كه سرعت خوردگي را كم مي كنند ولي كاملا مانع آن نمي شوند .
نوع ІІA : بازدارنده هايي كه باعث به تاخير انداختن حمله خوردگي براي مدت زيادي مي شوند . به طوري كه فلز در مقابل خوردگي مصونيت موقتي پيدا مي كند.

نوع ІІІA : بازدارنده هاي روئين كننده كه لايه هاي روئين بر سطح فلز تشكيل مي دهند . اين لايه ها غالبا اكسيد يا نمك هاي غير محلول فلزي هستند ، مانند فسفات و كرمات براي فولاد . اگر مقدار بازدارنده اي كه به محلول اضافه مي گردد كم باشد لايه هاي ناپيوسته تشكيل مي گردد كه ممكن است خوردگي حفره اي يا حمله تسريع شده موضعي بوجود آيد.

نوع ІB : بازدارنده هايي هستند كه واكنش خوردگي را آهسته مي كنند . بدون آنكه كاملا مانع آن شوند . اين بازدارنده ها غالبا در ضمن عمل حفاظت مصرف مي شوند . مانند هيدرازين و سولفيت سديم .

نوع ІІB : بازدارنده هايي هستند كه در اثر تركيب با موادي كه باعث خوردگي در يك محيط مشخص مي شوند ، خوردگي را به تاخير مي اندازند.
به طور كلي بازدارنده هاي نوع ІA ، ІІA ، ІІB تركيبات آلي هستند و انواع ІІІA و І

B مواد معدني .
موارد عمده كاربرد ممانعت كننده ها مربوط به ۴ محيط زير است :
۱- محلول هاي آبي از اسيد هايي كه در فرآيند هاي تميز كردن فلزات بكار مي روند مثل اسيد شويي
۲- آب هاي طبيعي ، آب هاي تهيه شده براي سرد كردن در مقياس صنعتي با PH طبيعي
۳- محصولات اوليه و ثانويه از نفت و پالايش و حمل و نقل آن
۴- خوردگي گازي و اتمسفري در محيط هاي محدود در حين حمل و نقل و انبار كردن و موارد مشابه
صنايعي همانند نفت كه با H2S و CO2 در ارتباط اند . در مجاورت آب و بخصوص آب شور و ديگر ناخالصي ها مشكلات ناشي از خوردگي را دو چندان مي نمايند . ممانعت كننده هايي همانند نفتنيك ، آمين و دي آمين هاي ( RNH(CH2)n) بكار گرفته مي شوند كه R يك زنجير هيدرو كربوري و n = 2-10 است.

لازم به ذكر است كه ممانعت كننده ها از نظر فلز ، محيط خورنده ، درجه حرارت و غلظت معمولا منحصر به فرد هستند. غلظت و نوع ممانعت كننده اي كه در يك محيط خورنده بايستي استفاده شوند با آزمايش و تجربه تعيين مي گردند و اينگونه اطلاعات را معمولا از توليد كننده گان آن مواد مي توان دريافت نمود . در صورتي كه غلظت ممانعت كننده كمتر از اندازه كافي باشد ، ممكن است خوردگي تسريع شود ، مخصوصا خوردگي هاي موضعي مثل حفره دار شدن .

لذا در صورتي كه غلظت ممانعت كننده ها كمتر از اندازه كافي باشد ، خصارت بيشتر از موقعي خواهد بود كه ممانعت كننده اصلا بكار برده نشود . براي پرهيز از اين خطر بايستي غلظت ممانعت كننده همواره بيش از مقدار مورد نياز باشد و غلظت آن به طور متناوب تعيين گردد . موقعي كه دو يا چند ممانعت كننده به يك سيستم خورنده اضافه گردند ، تاثير آنها گاهي اوقات بيشتر از تاثير هر كدام به تنهايي است .

اگرچه در موارد بسياري از ممانعت كننده ها به خوبي مي توان استفاده نمود ، ولي محدوديت هايي نيز براي اين نوع محافظت از خوردگي وجود دارد . ممكن است اضافه كردن ممانعت كننده به سيستم بخاطر آلوده كردن محيط عملي نباشد . به علاوه بسياري از ممانعت كننده ها سمي بوده و كاربرد آنها محدود به محيط هايي است كه به طور مستقيم يا غير مستقيم در تهيه مواد غذليي يا محصولات ديگري كه مورد استفاده انسان قرار مي گيرد ، نمي باشند.

ممانعت کننده ها و معرفی روش های جدید حفاظت از خوردگی کف مخازن نفت و مایعات گازی :
توضيحات: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 مخ

زن 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.

ممانعت کننده ها و خوردگی :
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 پتان

سیل 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.

انبساط سنگ و سیال:
دراین مکانیسم فشار وزنی لایه‌های بالا برروی سازند مخزن و انبساط خود سیال باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش توسط گازمحلول:
به طور طبیعی نفت درشرایط دما و فشار مخزن مقداری گاز درخود به‌صورت حل شده دارد که با تولید و رساندن نفت به سطح زمین این گاز آزاد می‌شود. بنابراین می‌توان گفت حجم نفت درشرایط مخزن بیشترازحجم آن درسطح زمین است. البته شاید این‌گونه به نظر برسد که در این جا این پدیده بدون درنظرگرفتن تفاوت دما و فشار سازند با سطح زمین توضیح داده شده است. درصورتی‌که با کمی دقت متوجه می‌شویم که تغییرات دما و فشار نفت از سازند به سطح زمین به ترتیب باعث کاهش حجم و افزایش حجم می‌شوند، چون دما و فشار درسازند نفتی نسبت به دما و فشار درسطح زمین بالاتر است که این کاهش درمورد دما باعث کاهش حجم و درمورد فشار باعث افزایش حجم می‌شود. در این صورت کاهش و افزایش حجم پدید آمده تقریباً اثر یکدیگر را خنثی می‌کنند، بنابراین می‌توان گفت مهم‌ترین عامل تغییر حجم نفت از سازند به سطح زمین همان گازحل شده درنفت است. نسبت حجم نفت در شرایط دما و فشار مخزن به حجم نفت در شرایط دما و فشار سطح زمین را با ضریب حجمی سازند تعریف می‌کنند که با توجه به توضیحات قبلی همواره بزرگتر از یک خواهد بود.
به دلیل آن که با تولید از مخزن فشار آن افت می‌کند، اگر این افت فشار تا رساندن فشار مخزن به فشار اشباع ادامه یابد مقداری از کل گاز محلول درشرایط مخزن آزاد شده که انبساط این گاز باعث رانش نفت به درون چاه خواهد شد.

رانش کلاهک گازی:
دربرخی از مخازن دربالای سازند نفتی کلاهک گازی وجود دارد که انبساط این کلاهک گازی در زمان تولید از مخزن، نفت را مانند پیستونی از بالا به سمت پائین می‌راند که مسلماً هرچه کلاهک گازی بزرگتر باشد بازیابی نفت ازاین مخزن بالاتر خواهد بود.

ورود آب به سازند نفتی:
بر خلاف شیوه رانش گازی، به جای آن‌که گاز از بالا به سیال (نفت) نیرو وارد ‌کند و باعث تولید طبیعی نفت ‌شود، می‌توان لایه‌ی آبی‌ای را تجسم کرد که از پائین سازند نفتی همانند پیستون نفت را به درون چاه می‌راند.
البته باید توجه کرد که درتولید طبیعی نفت، انبساط سنگ و سیال و گازمحلول درتمامی مخازن به‌عنوان نیروی رانشی نفت به درون چاه عمل می‌کند اما می‌توانیم مخازنی داشته باشیم که هردو یا یکی ازدوعامل کلاهک گازی و سفره آبی را داشته باشند و یا اصلاً هیچ‌یک را نداشته باشد.
تولید بهبودیافته (IOR or Improved Oil Recovery )
پیش از توضیح تولید بهبود یافته می‌توان این‌گونه بیان کرد که اصولاً تولید طبیعی نفت ازهر مخزنی به فشار اولیه مخزن، نفوذپذیری سنگ مخزن و گرانروی نفت رابطه دارد. روشن است که هرچه فشاراولیه مخزن و نفوذپذیری سنگ مخزن بالاتر و گرانروی نفت پائین‌تر باشد، بازیابی اولیه بالاتر خواهد بود. عدم تعادل دراین پارامترها باعث می‌شود که تکنیک‌های دیگری دربازیابی نفت به‌کار برده شود. کلیه روش‌هایی که طی آن به مخازنی که تحت شرایط طبیعی خود قادر به تولید اقتصادی نیستند و از بیرون انرژی داده شده و یا موادی درآن‌ها تزریق می‌شود، روش‌های ازدیاد برداشت نامیده می‌شوند. (Enhanced Oil Recovery : EOR)
البته دربعضی مواقع که سیال (نفت) درته چاه وارد شده و فشار سیال درته چاه توانایی بالا آوردن آن را به سرچاه ندارد، تکنیک‌های دیگری مانند فرازش گاز (بدین‌گونه که گاز را ازسطح زمین به درون چاه تزریق می‌کنند واین گاز با نفت درون چاه مخلوط امتزاج‌پذیری را به وجود می‌آورد که چگالی آن از چگالی نفت اولیه پائین‌تر است و می‌توان با همان فشار ته‌چاه ، نفت را به سرچاه انتقال داد) و یا پمپ‌های درون چاهی (که نفت را از ته چاه به سر چاه پمپاژ می‌کنند) به‌کار گرفته می‌شود؛ اما اصولاً ازاین تکنیک‌ها به‌عنوان یکی ازروش‌های ازدیاد برداشت یاد نمی‌شود؛ آن‌چه روش‌های ازدیاد برداشت(EOR) اطلاق می‌شود روش‌هایی است که ازطریق تزریق مواد به درون مخزن به سیال انرژی داده می‌شود و هدف این روش‌ها، کاهش میزان نفت پس‌ماند مخزن است، این روش‌ها را به دودسته زیر تقسیم می‌کنند:
۱- برداشت ثانویه (Secondary Recovery)
2- برداشت ثالثیه (Tertiary Recovery)
1
-2) برداشت ثانویه (Secondary Recovery):
این روش، افزودن انرژی‌های خارجی بدون اعمال هیچ‌گونه تغییر در خواص فیزیکی سیالات و سنگ مخزن است . به زبان ساده‌تر، سیال تزریقی تنها نقش هل‌دهنده و تعقیبی دارد. لازم به ذکر است اگر چه این تکنیک درابتدا با تزریق هوا که ارزان‌ترین و دردسترس‌ترین ماده بوده است، اجرا شده، اما تاکنون در موارد قلیلی، ازهوا به‌عنوان ماده تزریقی استفاده شده است. تزریق هوا گرچه معمولاً تولید را برای مدت‌کوتاهی افزایش می‌داد اما به سرعت مشکلات عملیاتی زیادی را پدید می‌آورد.
بسیاری از مشکلات پدید آمده درتزریق هوا، ناشی از وجود اکسیژن در آن است. چراکه اکسیژن به شدت واکنش‌دهنده است و مشکلات عدیده‌ای را درتسهیلات سرچاهی و داخل مخزن پدید می‌آورد. برخی ازاین مشکلات عبارتند از:
– اشتعال خود به خودی نفت در نزدیکی چاه تزریق
– خوردگی (که مهم‌ترین عامل آن اکسیژن است)
– تشکیل امولسیون‌ها
این مشکلات و مشکلات دیگر باعث شد که از هوا به‌ عنوان ماده تزریقی در روش‌های ازدیاد برداشت ثانویه استفاده ‌نشود. امروزه از گاز و آب‌ به ‌جای هوا در این تکنیک استفاده می‌شود. اولین برنامه بازیابی ثانویه درایران درسال ۱۳۵۵ درمیدان هفتکل با روش تزریق گاز به مرحله اجرا در‌آمد پس ازآن درسال ۱۳۵۶ تزریق گاز درمیدان گچساران با هدف فشارزدائی و تثبیت فشار شروع شد که تزریق گاز دراین دو میدان عظیم نفتی کشورهم‌چنان ادامه دارد و باعث بالابردن بازیابی از حدود ۲۰-۱۵ درصد به حدود ۲۵-۳۰ درصد شده است. هم‌اکنون ایران از برنامه‌ی تزریق گاز به مخازن عقب است و بر اساس گزارش مرکز پژوهش‌های مجلس شورای اسلامی محاسبات انجام شده نشان می‌دهند که ۲۴ مخزن از کل مخازن نفتی مناطق نفت‌خیز جنوب در اولویت تزریق – گاز- قرار دارند که در۱۶ مخزن زمان تزریق سپری شده و هر چه سریعتر باید از افت فشار آنها جلوگیری به عمل آید، ۸ مخزن دیگر نیز ظرف ۲۰ سال آینده نیاز به تزریق خواهند داشت.

۲-۲)روش‌های ازدیاد برداشت ثالثیه :(Tertiary Recovery)
دراین روش انرژی خارجی به مخزن اعمال می‌شود و درنتیجه‌ی آن تغییرات اساسی فیزیکی و شیمیایی درخصوصیات سیال مخزن پدید می‌آید. به زبان ساده‌تر دراین‌جا ماده‌ی تزریقی با تغییردادن خصوصیات سیستم سیالی (مانند کم کردن گرانروی و یا تغییر چسبندگی میان سنگ و سیال) باعث ازدیاد برداشت خواهد شد. عملیات ثالثیه را می‌توان به موارد زیر تقسیم کرد:
– سیلاب‌زنی امتزاجی با گاز
– سیلاب‌زنی شیمیایی
– فرآیندهای حرارتی
– فرآیندهای استفاده از کف
– فرآیندهای تزریق میکروب (البته دربعضی تقسیم‌بندی‌ها تزریق میکروب را به‌عنوان فرآیندهایی جدا از “EOR” و تحت عنوان (MEOR (Microbial Enhanced Oil recovery می‌شناسند. در این روش میکروب‌ها و مواد غذایی را به درون چاه تزریق می‌کنند و این میکروب‌ها تحت عواملی یا تولید اسید می‌کنند که برای حل کردن سنگ‌های کربناتی بکار می‌رود و یا تولید گاز کرده که باعث بالابردن فشارمخزن و یا پائین آوردن گرانروی نفت می‌شوند.
متأسفانه در حال حاضر در بزرگ‌ترین کشورهای تولید‌کننده عضو اوپک (OPEC) همچون ایران، کویت، عربستان و عراق روش‌های ازدیاد برداشت ازنوع سوم (ثالثیه) هنوز به مرحله‌ی اجرا درنیامده است اما در برخی از مخازن ایران و کویت روش‌های بازیابی حرارتی مانند تزریق بخار آب در حال بررسی است. کل روش‌های ازدیاد برداشت را به تازگی به ‌صورت زیرتقسیم می‌کنند: (برخلاف تقسیم‌بندی قدیم به صورت ثانویه و ثالثیه)
۱- گرمایی:
– تزریق بخارآب (Steam Flooding)
– سیلاب‌زنی آب گرم (HOT Water Flooding)
– احتراق درجا (In situe combustion ) [خشک (Dry) یا مرطوب (Wet)]
– گرم کردن حرارتی ( تزریق آب) (Water Flooding)

۲- غیرگرمایی:
– سیلاب شیمیایی(Chemical flooding)(پلیمری یا قلیایی)
-جابه‌جایی امتزاج‌پذیر(Miscible Flooding ):
– رانش گازغنی‌ شده
– سیلاب الکلی
– سیلاب گاز Co2
– سیلاب گاز N2
– جابه‌جایی غیرامتزاج‌پذیر(immisible Flooding )(- گاز طبیعی یا گاز طبیعی سوخته شده)

معرفی روش های جدید حفاظت از خوردگی کف مخازن نفت و مایعات گازی
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.

ممانعت کننده ها و حفاری :
حفاری
کندن چاه و رسیدن به هدف مورد نظر را حفاری می گویند حفاری یکی از کارهای پیچیده و گران و طاقت فرسا وتخص

صی در صنعت نفت بشمار می رود. هر کاری که ما قبل از حفاری انجام داده باشیم در صورتی که عمل حفاری بدرستی انجام نگیرد بی فایده است.
بنابراین به حفاری خیلی اهمیت می دهند قبل از حفاری ما فقط با تخیل و فرضیات مختلف لایه ها و عمق ها را تعیین می کنیم ولی در حفاری واقعاً به اینها می رسیم زمین شناس، مهندس راه و ساختمان، حفار و … همه دست به دست هم می دهند تا حفاری به طور مداوم انجام شود. چون هزینه دکل و لوازم حفاری خیلی گران است.بنابراین حفاری در سه نوبت و بطور ۲۴ ساعته انجام می گیرد.

تعیین محل حفاری نیز مهم است مثلاً فاصله آن از مناطق مسکونی، چاههای مجاور، مسکونی فشار قوی برق و ….. که اینها همه تخصصی و مخصوص به خود را دارند بعد از تعیین محل مهندس راه و ساختمان اقدام به نصب کردن وسایل مورد نیاز، اتاق ها، جاده و … می کند سپس دکل به منطقه آورده می شود و عمل بطور ۲۴ ساعته انجام می شود. عمل حفاری بوسیله دکل صورت میگیرد . این دکل ابتدا بصورت جدا از هم به محل آورده میشود . سپس آن را در محل سر هم کرده و آمده حفاری میکنند . دکل و وسایل حفاری بصورت کرایه ای و گران قیمت می باشند بنابراین عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته انجام میگیرد .

لوازم و قطعات حفاری عبارتند از :
۱) Hook
قلاب آویزان از قطعات و رشته های بالا و پایین رو و متصل به دکل حفاری
۲) Swivel
دستگاه متصل کننده قسمتهای دوار داخل چاه و قسمت های ثابت در خارج
۳) Mud line
لوله قابل انعطاف ( لاستیکی ) جهت انتقال گل حفاری به داخل لوله های حفاری
۴) Derrick
دکل حفاری
۵) Kelly
لوله با قطع ۶ ضلعی یا ۴ ضلعی که بوسیله یک رابط به …….. و از طرف دیگر به لوله های حفاری داخل چاه متصل میگردد
۶) Stand pipe
لوله انتقال گل از داخل پمپها به لوله لاستیکی
۷) Kelly bushing
بوشن که با دواران خود … را به حرکت در می آورد
۸ ) Rotary table
صفحه دوار
۹) Sub-Structure
پایه های زیر دکل
۱۰) Foundation
پی بتونی زیر دکل
۱۱) Seller
چاله ای که جاه در آن حفر میشود
۱۲) Blow out control
دستگاه جلوگیری کننده از فوران چاه
۱۳) Flow line
لوله انتقال گل برگشتی از داخل چاه به مخازن گل حفاری
۱۴) Shale shaker
محل تفکیک گل حفاری از مواد و سنگ ریزه های حفاری شده
۱۵) Screen
توری فلزی یا الک
۱۶) Return tank
مخزن یا محل تجمع گل برگشتی از چاه
۱۷) Mud pump
پمپ های ارسال گاز از …. به داخل چاه
۱۸) Casing
لوله های دیوار بندی در اندازه های مختلف
۱۹) Annulus
مجرای برگشت گل و مواد حفاری شده از چاه به خارج
۲۰) Drill pipe
لوله حفاری که محتوی گل ارسالی به داخل چاه است
۲۱) Bit
مته حفاری
عمل حفاری بصورت ۲۴ ساعته و در ۳ نوبت کاری انجام می شود . ولی همه افرادی که برای حفاری استخدام میشوند بصورت اقماری هستند و باید هر زمان که لازم باشد آماده کار باشند . کما اینکه در بعضی موارد حتی تا ۳ روز یا بیشتر فرد وقت استراحت ندارد . عمل طاقت فرسا / وقت گیر / پر هزینه / خطرناک /الوده کننده محیط زیست /…. انجام میگیرد تا چاه به نتیجه برسد.
گل حفاری
یکی از حفاری دورانی گل حفاری است گل حفاری نقش مهم و حساسی در حفاری دارد در واقع سرمایه های مالی و انسانی به این ماده بستگی دارد و اشتباهی در انتخاب کردن نوع و وزن آن از بسته شدن چاه تا ذوب شدن دکل و نابود شدن انسان های بسیاری همراه است. مسیر حرکت گل بصورت مسیر بسته واز کناردکل شروع شده از درون لوله های حفاری عبور کرده سپس از شکافهای درون مته خارج و بعد از آن از کناره هی لوله حفاری به محل اولیه خود بر میگردد در این مسیر گل نقش های تعیین کننده ای دارد. که عبارتنداز:
– خارج کردن خوده سنگهای کنده شده ازاطراف مته و آوردن آنها به سطح
– خنک کردن وتقلیل اصطحلاک مته با زمین
– محافظت دیواره چاه و ممانعت از ریزش طبقات
– ایجاد تعادل بین مایعات طبقه ای و مایعات داخل چاه

– انتقال گاز و یا نفت طبقات زیرزمینی به سطح و دستگاههای اندازه گیری مثل دستگاه شناسی گازها و یا دستگاه تعیین کننده نوع گاز
وظیفه اصلی گل ثابت نگه داشتن فشار هیدروستکی در داخل چاه است اگر فشار گل از فشار مواد موجود در داخل چاه بیشتر باشد در این صورت گل به داخل سازنده ها نفوذ کرده و باعث کم شدن (loss) گل می شود. اگر حفار سرچاهی متوجه این جریان نشود گل به سرعت کم شده و بعد از تمام شدن و یا کم شدن فشار گل چاه فوران (flow rate) می کند این موجب می شود که دکل حفاری نابود شود در سازنده هایی که گاز و یا نفت وجود دارد این جریان با آتش سوزی همراه بوده و موجب گیر کردن لوله حفاری در چاه می شود که این موجب اشکال در حفاری می شود برای سنگین کردن گل از مواد مختلفی همچون نمک و … استفاده می شود که این ترکیبات را با آزمایش بدست آورده اند.

 

مواد مورد استفاده در گل حفاری
برای انجام مراحل مختلف اکتشاف مواد معدنی فلزی و غیر فلزی ، نفت ، گاز و آب و همچنین به منظور بررسی و مطالعه خصوصیات سنگ شناسی ، آلتراسیون و کانی سازی لایه‌های زیرزمینی یک منطقه به حفاری می‌پردازند. انواع مهم حفاری عبارتند از : نوع مقر گیر ، نوع روتاری و نوع ضربه‌ای. مواردی که برای حفاری استفاده می‌شود تابع روش حفاری ، مقاومت سنگها ، میزان شکستگی ، عمق ، مواد گازی و ترکیب کانی شناسی سنگ است.

نقش مواد در گل حفاری
کنترل وزن مخصوص
برای منترل مخصوص از باریت ، گالن و آهک استفاده می‌شود. در مواردی که فشار آب و یا گاز در منطقه حفاری زیاد باشد، یا حفاری در سنگ خاصی (نظیر شیل) صورت گیرد، از باریت می‌توان استفاده نمود. در صورتی که فشار آب و یا گاز در سنگهایی که حفاری می‌شود خیلی زیاد باشد، از گالن استفاده می‌کنند. از آهک به منظور کاهش وزن مخصوص کمک می‌گیرد.

مواد تغییر دهنده غلظت
به منظور بازیابی سریع مواد حفاری شده ، جلوگیری از گیر کردن مته و افزایش سرعت حفاری ، از نبتونیت سدیم‌دار ، اتاپولژیت (Attapulgite) ، آزبست ، موسکویت ، گرافیت و دیاتومیت می‌توان استفاده کرد.

کنترل ترکیب شیمیایی محلول حفاری
ترکیب شیمیایی محلول حفاری بر غلظت ، وزن مخصوص ، سرعت حفاری و دستگاههای حفاری تاثیر مستقیم می‌گذارد. مواد معدنی مورد استفاده عبارتند از بی‌کربنات سدیم ، نمک ، آهک ، دولومیت و ژیپس.

مواد معدنی که در حفاری استفاده می‌شوند.
بنتونیت :
به منظور جلوگیری از هدر رفتن محلول حفاری در چاههایی که درز و شکاف زیاد دارند. می‌تواند از نبتونیت سدیم‌دار به عنوان پوشش داخلی سطح چاه استفاده نمود. نبتونیت خاصیت کلوئیدی را افزایش می‌دهد. و در نتیجه درصد بازیابی پودر و سنگ افزایش می‌یابد.

میکا :
برای جلوگری از گیر کردن مته در سنگهای دارای خاصیت چسبندگی زیاد ، نظیر وزن گسلی یا در سنگهای مارنی از میکا باید استفاده شود.

گرافیت :
هر گاه مته و محور آن به هنگام حفاری گیر کند استفاده از گرافیت لازم می‌آید که البته بعد از بر طرف شدن مانع باید آن را از چاه خارج کرد.

باریت :
برای کنترل وزن مخصوص از باریت استفاده می‌کنند.

گالن :
به منظور کنترل وزن مخصوص از گالن استفاده می‌نمایند.

آهک و دولومیت :
جهت کاهش وزن مخصوص و کنترل خاصیت قلیای از آهک و دولومیت می‌توان استفاده نمود.

ژیپس :
برای جلوگیری از آلودگی کربنات و همچنین جهت لخته کردن کانیهای رسی از ژیپس استفاده می‌شود.

آزبست :
به منظور افزایش درصد مواد حفاری می‌توان از آزبست استفاده نمود.

نمک :
در موقع حفاری به منظور کنترل قطر چاه و همچنین برای کنترل پراکندگی رسها از نمک استفاده می‌شود.

کربنات و بی‌کربنات سدیم :
به منظور کنترل محلولها و جلوگیری از خطر آلودگی ، کربنات را مورد استفاده قرار می‌دهند.
پرلیت و خاکسترهای آتشفشانی :
این مواد به عنوان سیمان بکار می‌روند
حفاری جهت دار
مواقعی پیش می آید که حفاری عمودی غیر ممکن است مثلاً مخزن ما زیر منطقه مسکونی و یاتجاری و … آنجا غیر ممکن است قرار دارد یادر بعضی مواقع قطعه ای درچاه گم شده و عمل حفاری غیر ممکن است بعضی از مخازن نیز cllovser آنها بصورتی است که اگر اقدام به حفاری عمودی کردیم چاه به آب نمک نشسته واز کار می افتد در این موقعیت ها تکنولوژی هایی وجود دارد که حفاران میتوانند بوسیله آنها اقدام به حفاری جهت دار کنند این نکته نیز قابل توجه است که لوله حفاری قادر به خم شدن حتی تا زاویه ۹۰ نیز می باشد.

حفاری جهت دار روش های متفاوتی دارد مثلاً‌ از ابتدا جهت دار حفاری کنیم و یا اینکه مقداری عمودی و مقداری جهت دار. در بعضی موارد زمین شناس تشخیص می دهد سازنده ی که به آن حفاری عمودی برخورد می کنند باحفاری جهت دار برخورد نمی کنند در صورتی که این سازنده سخت باشد عمل حفاری کند پیش می رود بنابراین با برنامه ریزی دقیق و حساب شده به اصطلاح لایه را دور می زنند در مناطق دریایی هزینه سکوی نفتی گران تمام می شود بنابراین با یک سکوی نفتی از چندین مخزن مختلف برداشت می کنند و ابتکار فقط با حفاری جهت دار امکان پذیر است.
حوادث خطوط اصلی انتقال

این خطوط که گاز شیرین خروجی از پالایشگاه ها را به مصرف کننده های عمده در شهرها و کارخانه های صنعتی انتقال می دهد به رغم همه ی تمهیدات پیش بینی شده در طراحی و اجرای آن و همچنین نظارت های مستمری مانند نشت یابی، اندازه گیری ولتاژ به طور دوره ای و…که در طول بهره برداری آن ها اعمال می گردد، به علت گستردگی و پراکندگی زیادی که دارد نمی توان احتمال وقوع نشتی را در آن ها نادیده گرفت. در واقع به دلیل فشار بالای عملیاتی خطوط لوله هرگونه نشتی جزیی می تواند خیلی سریع محیط اطراف خود را فرا گرفته و انفجار و آتش سوز ی در پی داشته باشد. یکی از علل اصلی ایجاد نشت در خطوط

لوله، خوردگی سطوح خارجی لوله ها است. اگرچه تمام خطوط انتقال گاز، تحت پوشش حفاظت «کاتدی» قرار دارند ولی دیده شده که بیشتر به دلایل مختلفی مانند؛ نامناسب بودن کیفیت پوشش خارجی لوله، نقص در اجرای پوشش و یا سیستم حفاظت کاتدی و ترک خوردگی، لوله به طور موضعی دچار نشت می شود. این نوع خوردگی ها در صورتی که با نظارت های مستمر و به موقع شناسایی و رفع نقص نگردد، می تواند زمینه ساز بروز نشتی و حوادث ناشی از آن شود.تاثیر عوامل مکانیکی مانند زلزله، لغزش زمین و یا صدمه های مکانیکی وارد شده به لوله را نیز نمی توان در احتمال بروز نشتی لوله ها نادیده گرفت. یکی

از تمهیدات ایمنی که در طراحی خطوط انتقال گاز پیش بینی می شود، نصب شیرهای بین راهی مجهز به سیستم قطع کننده ی اتوماتیک روی خطوط لوله است. این شیرها در فواصل معین بسته به مشخصات طراحی هر خط لوله یعنی کلاس، قطر لوله و غیره در ایستگاه های شیر تعبیه می شوند. نحوه ی عملکرد این نوع شیرها این گونه است که در اثر فشار ناگهانی به طور خودکار بسته می شوند. بنابراین در صورت بروز نشتی که سبب افت فشار غیرمتعارف در

قسمتی از خط لوله می شود، شیرهای«ال.بی» از دو طرف بسته شده و به این ترتیب تنها گاز در محدوده ی بین دو شیر، تخلیه می شود و از خروج کامل گاز درون خط لوله که می تواند صدمه های زیادی به بار آورد ممانعت خواهد شد.
حوادث ایستگاه های تقویت فشار

این ایستگاه ها مشتمل بر تعدای توربوکمپرسور است. خطوط اصلی انتقال گاز که در مسیر حرکت خود به تدریج دچار افت فشار می شود، جهت افزایش فشار به این تاسیسات وارد می گردد . این واحدها همانند سایر تاسیسات گازی در معرض حوادث ناشی از نشت گاز و آتش سوزی قرار دارند و به همین منظور در محوطه ی استقرار توربوکمپرسورها که بیش از سایر محوطه ها مستعد خطر نشت گاز هستند، تمهیدات ایمنی ویژه ای در نظر گرفته شده است.علاوه بر سنسورهای گاز یاب و یا شعله یاب مستقر در سقف سالن کمپرسورها، سیستم های اعلام خودکار جداگانه ای از قبیل شعله یاب، گاز یاب، و حرارت یاب نیز

در محفظه ی توربین هر توربوکمپرسور تعبیه شده است. اکثر این سیستم ها با اتاق کنترل ایستگاه، مرتبط بوده و در صورت بروز آتش سوزی در محفظه ی توربین کمپرسورها اعلام ساعت و فرمان توقف کامل ایستگاه به طور خودکار در اتاق کنترل دریافت می شود، ضمن آن که همزمان نیز سیستم اطفای حریق خودکار با پاشیدن مواد خاموش کننده به داخل توربین عمل می کند.

حوادث شبکه های گازرسانی
شبکه های گازرسانی به مجموعه ای از ایستگاه های تقلیل فشار شهری و شبکه گسترده ای از لوله های زیرزمینی که در سطح هر شهر گسترش یافته اند اطلاق می گردد. این شبکه ها وظیفه گازرسانی به منازل و واحدهای تجاری و صنعتی را در داخل شهرها را به عهده دارند. هر چند فشار گاز درون این شبکه ها در مقایسه با خطوط اصلی انتقال گاز به مراتب پایین تر است و انتظار می رود لوله های مذکور و تاسیسات مربوط به آن کمترین حوداث را داشته باشند ولی ب

ه دلیل وسعت و گستردگی زیاد این شبکه ها و قرار گرفتن آن ها در زیر معابر و خیابان ها، گاهی شاهد حوادث ناشی از نشت گاز هستیم.بر اساس اطلاعات موجود بیشتر حوادث منجر به نشتی های عمده در شبکه گازرسانی در اثر حفاری سایر سازمان ها در خیابان ها و معابر اتفاق افتاده است. عدم هماهنگی سازمان هایی نظیر آب و فاضلاب، برق و مخابرات با شرکت گاز در موقع حفر کانال باعث برخورد بیل مکانیکی به لوله های گاز و بروز نشتی در آن ها بوده

است.در این جا می توان به انواع دیگری از نشتی در شبکه های گازرسانی اشاره نمود که در اثر جدایی اتصالات شیرهای پیاده رو و یا از محل سرویس های نصب شده در محل انشعابات اتفاق می افتد. نصب اتصال های مذکور به طور غیراصولی توسط پیمانکاران در زمان اجرا و یا وارد آمدن فشارهای غیرمتعارف به اتصالات شیرهای پیاده رو پس از اجرا، از عوامل مؤثر در جدا شدن قطعات این گونه اتصالات بوده و باعث بروز نشتی می شود. در این موارد چون نشتی گاز قابل تشخیص نبوده، در نتیجه به موقع برای رفع آن اقدام نمی شود و در مواردی گاز نشت یافته از راه زمین به داخل منازل مجاور راه یافته و در آن جا انفجار و آتش سوزی به همراه داشته است و در اغلب موارد نیز این گونه حوادث منجر به تلفات جانی شده است. یکی از راه های مؤثر در تشخیص نشتی شبکه های گاز

رسانی، استفاده از دستگاه های نشت یاب دستی و ماشینی است که در اختیار شرکت های گازرسانی بوده و به طور دوره ای اقدام به عملیات نشت یابی می گردد.
نشت یابی و کنترل آن
۱- نشت گاز
نشت گاز طبق تعریف عبارت است از خروج ناخواسته گاز که به علل گوناگون و به طور ناگهانی روی می دهد. همواره امکان بروز پدیده نشت گاز در تاسیسات، خطوط لوله، شبکه های گاز رسانی و منازل اعم از تو کار و یا رو کار وجود دارد و اگر در مکان های سربسته و محصور اتفاق بیفتد، می تواند به حوادث ناگوار و خسارات غیرقابل جبران منجر گردد.
ضرورت و لزوم نظارت بر نشت گاز بر دو اصل زیر مبتنی است:

الف: به رغم تمام پیشگیری ها و پیش بینی هایی که برای جلوگیری از بروز نشت در سیستم مشخص شده و اعمال می گردد، باز هم امکان وقوع آن غیرممکن نیست و به عبارت دیگر همواره احتمال وقوع نشت وجود دارد.
ب: با توجه به آن که هم به لحاظ ایمنی و هم به دلایل اقتصادی نشت گاز پدی

ده ی مطلوبی نیست لذا برای حصول اطمینان از نبود نشتی و یا رفع نشتی های ایجاد شده لازم است به طور جدی و مرتب سیستم های گازی تحت نظارت قرار گیرند.
۲- علل نشت
نشت گاز به علل مختلف در لوله های گاز و تاسیسات گازی روی می دهد که مهمترین آن ها عبارت است از:
الف-خوردگی: در اثر نقص در عایق کاری و یا اجرا نکردن حفاظت کاتدی صحیح سطوح خارجی لوله ها، امکان بروز خوردگی وجود دارد. گرچه خوردگی ها به طور عمده در سطوح خارجی لوله ها اتفاق می افتد ولی امکان بروز خوردگی داخلی چه در لوله ها و چه در ظروف عملیاتی به علت وجود ترکیبات خورنده ای مانند ئیدروژن سولفوره و آب نیز وجود دارد.

ب- سایش داخلی: در اثر وجود ناخالصی های همراه با گاز پدیده ی سایش اتفاق می افتد. به طور معمول در محل خم لوله ها و یا در شیرهای کاهش دهنده ی فشار به علت افزایش سرعت گاز، میزان سایش بیشتر است.
پ- عوامل خارجی: مانند ضربه های مکانیکی، تماس با کابل برق و یا جریانات القایی.
ت- نقص در ساختار متالوژیکی لوله، اتصالات، شیرها و سایر متعلقات

ث- نقص در اجرا و نصب شیرها و سایر اتصالات فلنجی و همچنین رزوه ای.
ج- نقص در جوش لوله ها و اتصالات جوشی.
۳-روش های نشت یابی
الف- نشت یابی در لوله ها و اتصالات روکار: برای پیشگیری از وقوع نشت های احتمالی در لوله و اتصالات روکار اقدامات زیر باید به طور مرتب انجام شود.
۱ـ مسیر خطوط لوله گاز به صورت عینی بازرسی و با توجه به بو و صدای گاز، تحت نظارت همیشگی قرار گیرد.
۲ ـ هر شش ماه یک بار تمام مسیرها از نزدیک بازرسی و سرجوش ها و اتصالات و شیرها به وسیله کف صابون نشت یابی شوند. در تاسیسات گازی نشت یابی به کمک دستگاه های گازسنج انجام می شود.
۳ ـ هر دو سال یک بار کلیه خطوط روکار گاز به وسیله بستن شیرها و جدا کردن قسمت های مختلف از یکدیگر از نظر افت فشار بازبینی شود.
ب- نشت یابی در لوله های مدفون:
۱ ـ بازدید مسیر لوله کشی: مسیر لوله های گاز باید به طور متناوب بازرسی شود و به محض احساس بوی گاز یا علایم نشان دهنده ی نشت گاز نسبت به بررسی دقیق تر آن اقدام کرده و در صورت اطمینان از وجود نشتی رفع شود.
۲ ـ نشت یابی دوره ای: در این گونه نشت یابی که در خطوط لوله کوتاه مانند لوله های زیرزمینی گاز مربوط به کارخانه ها و مصرف کننده های تجاری توصیه می گردد، هر دو سال یک بار تمام شیرهای مصرف کننده بسته و فاشر محبوس داخل شبکه به دقت اندازه گیری و برای مدت چند ساعت امتحان شود و در صورت وجود افت فشار برای تعیین محل نشتی اقدام شود.
۳ ـ نشت یابی خطوط انتقال گاز: خطوط لوله ی سراسری انتقال گاز و شبکه های گازرسانی به وسیله دستگاه ها نشت یاب «اف.آی.دی» نشت یابی می شوند.