BRPI0710101B1

BRPI0710101B1 - Método para proteger condutos de hidrocarboneto

Info

Publication number: BRPI0710101B1
Application number: BRPI0710101-5A
Authority: BR
Inventors: Kinnari Keijo; Labes-Carrier Catherine; Lunde Knud; Aaberge Leif
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2006-03-16
Filing date: 2007-03-14
Publication date: 2018-03-13
Also published as: BRPI0710101A2; WO2007104984A1; NO20084178L; GB0605323D0; US8191646B2; NO336067B1; GB2436575A; EA200801924A1; US20090321082A1; EA016870B1

Abstract

<b>método para proteger condutos de hidrocarboneto<d>a presente invenção refere-se um método de proteger um conduto de hidrocarboneto durante um período de fluxo de hidrocarboneto reduzido, o dito método compreendendo a introdução de nitrogénio no dito con- duto durante um dito período em uma pressão p de 1 a 350 bar g e em uma velocidade de (1,5 a 35).a kg/seg (onde a é a área de seção transversal interna do conduto em metros quadrados) por um período de horas t, onde t = p/d.n, onde d é o comprimento em km do conduto a partir da localização de introdução de nitrogênio e n é de 10 a 400.

Description

(54) Título: MÉTODO PARA PROTEGER CONDUTOS DE HIDROCARBONETO (51) Int.CI.: F17D 1/05 (30) Prioridade Unionista: 16/03/2006 GB 06 05323.5 (73) Titular(es): STATOIL PETROLEUM AS (72) Inventor(es): KEIJO KINNARI; CATHERINE LABES-CARRIER; KNUD LUNDE; LEIF AABERGE

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO PARA PROTEGER CONDUTOS DE HIDROCARBONETO.

A presente invenção refere-se a aperfeiçoamentos e a métodos para proteger condutos de hidrocarboneto, em particular, condutos em sis5 temas de produção submarina, durante períodos nos quais o fluxo normal de hidrocarboneto não está ocorrendo, por exemplo, durante o serviço ativo ou durante a paralisação, em particular, por meio do combate de formação de hidrato de gás.

O fluxo do poço proveniente de um reservatório de hidrocarbo10 neto contém água na forma gasosa ou líquida. Em altas pressões e baixas temperaturas, a água pode formar materiais sólidos nos quais são encerrados hidrocarbonetos de baixo peso molecular, isto é, hidrocarbonetos que são gasosos em temperaturas e pressões-padrão (STP). Um metro cúbico de tal sólido pode aprisionar cerca de 180 metros cúbicos (em STP) de gás.

Tais materiais são normalmente denominados de hidratos de gás, ou simplesmente de hidratos e serão denominados adiante de hidratos.

Para um sistema de produção submarina, a temperatura ambiente da água do mar que circunda o conduto (por exemplo, um oleoduto ou uma linha de fluxo¹') da cabeça de poço para a superfície da água, em seu mínimo, é geralmente de cerca de 4°C. Nesta temperatura, os hidratos são tipicamente formados em pressões de cerca de 1 MPa (10 bar). Uma vez que o fluxo de hidrocarboneto através do conduto estará rotineiramente em uma pressão muitos múltiplos desta, a formação de hidrato, que pode obstruir o conduto é um risco principal. As temperaturas nas quais ocorre a for25 mação de hidrato poderão ser alcançadas, se o fluxo de hidrocarboneto for reduzido ou interrompido, fazendo assim com que o hidrocarboneto seja resfriado abaixo da temperatura na qual ocorre a formação do hidrato, ou se o percurso de fluxo for tão longo que tal resfriamento venha inevitavelmente a ocorrer.

Se um conduto submarino ficar bloqueado através da obstrução de hidrato, não apenas a produção de hidrocarboneto cessará, mas o desbloqueio será altamente problemático. Conforme mencionado acima, um metro cúbico de hidrato aprisiona cerca de 180 STP de metros cúbicos de gás - portanto, o simples aquecimento da seção bloqueada do conduto pode provocar um pico de pressão que pode ser perigoso ou danoso. Devido às sérias conseqüências de um bloqueio, é prática comum proteger o fluido em longos condutos submarinos (por exemplo, de 40 ou mais km) contra a formação de hidrato por meio da injeção contínua na cabeça de poço de inibidores de hidrato, tal como metanol ou monoetilenoglicol, ou introduzir tais inibidores, se uma paralisação inesperada ocorrer em condutos mais curtos, toda vez que isto for possível.

Entretanto, não apenas são caros estes inibidores, mas também reduzem o preço de venda por contaminar o hidrocarboneto produzido.

Quando o hidrocarboneto for produzido por baixo das águas do mar através de um elevador rígido alto que se estende verticalmente (por exemplo, 500 m e acima) ou através de um elevador flexível (nos ângulos do qual o líquido pode se acumular), o problema da formação de hidrato poderá ser particularmente severo.

Enquanto a formação de hidrato é particularmente problemática em sistemas de produção submarina, naturalmente, é igualmente problemático para oleodutos/linhas de fluxo de superfície em áreas que experimentam temperatura ambiente que estão abaixo da temperatura de formação de hidrato.

Ao longo do conduto da cabeça de poço para a superfície do mar, a eficiência do isolamento irá variar, de modo geral. A eficiência do isolamento é geralmente expressa como o coeficiente de transferência de calor U com a eficiência do isolamento sendo menor em valores maiores de U. Tipicamente, os valores de U para fios de ligação ou carretéis (componentes do conduto) podem ser duas ou mais vezes maiores do que os valores U para as linhas de fluxo (novamente, componentes do conduto). Como resultado, se o fluxo for interrompido, a perda de calor nos fios de ligação e carretéis será maior do que nas linhas de fluxo e, por conseguinte, o domínio do hidrato será alcançado mais rapidamente, aumentando assim o risco de formação de hidrato nestes componentes.

Quando a produção for terminada (seja planejada, seja nãoplanejada), logo, é importante impedir a entrada no domínio de hidrato (isto é, o conjunto de condições onde a formação de hidrato ocorrería). Um método comum de se fazer isto é o de reduzir a pressão no conduto, de modo a impedir que as condições de temperatura e pressão em qualquer estágio do conduto se tornem conducentes à formação de hidrato. Alternativamente, um inibidor de hidrato, tal como etilenoglicol, pode ser introduzido no fluxo. O reinicio do fluxo tem que ser igualmente executado cuidadosamente de modo a impedir a criação de condições de temperatura e pressão conducentes à formação de hidrato. Uma opção adicional para impedir a entrada no domínio de hidrato é a de manter a temperatura aplicando calor ao conduto isto, contudo, exige que sistemas de aquecimento apropriados estejam no lugar certo.

Portanto, continua existindo a necessidade de métodos aperfei15 çoadas pelo quais pode ser impedida a formação de hidrato, por exemplo, formação de obstrução, nos condutos de hidrocarboneto.

Foi descoberto que, com a introdução de nitrogênio no oleoduto na paralisação (por exemplo, dentro de 1 hora de paralisação), o risco de formação de hidrato poderá ser reduzido e poderá ser estendido o período de tempo durante o qual a ação preventiva por ser tomada, ou poderá ser impedida a necessidade de ação preventiva adicional.

Desse modo, vista a partir de um aspecto, a invenção apresenta um método de proteger um conduto de hidrocarboneto durante um período de fluxo de hidrocarboneto reduzido, o dito método compreendendo a intro25 dução de nitrogênio no dito conduto durante um dito período em uma pressão p de 0,1 a 35 MPa (1 a 350 bar g) e em uma velocidade de (1,5 a 35).A kg/seg (onde A é a área de seção transversal interna do conduto em metros quadrados) por um período de t horas onde t = p.d/n, onde d é o comprimento em km do conduto da localização de introdução de nitrogênio e n é de 10 a 400, preferivelmente 50 a 350.

Vista a partir de um outro aspecto, a invenção apresenta um método de proteger um conduto de hidrocarboneto durante um período de fluxo de hidrocarboneto reduzido, o dito método compreendendo a introdução de nitrogênio no dito conduto durante um dito período em uma pressão p de 0,1 a 35 MPa (1 a 350 bar g) e em uma velocidade de 0,1 a 50 kg/seg por um período de t horas, onde t = p.d/n, onde d é o comprimento em km do condu5 to a partir da localização de introdução de nitrogênio e n é de 10 a 400, preferivelmente de 50 a 350.

Vista a partir de ainda outro aspecto, a invenção apresenta um método de proteger um conduto de hidrocarboneto durante um período de fluxo de hidrocarboneto reduzido, o dito método compreendendo a introdu10 ção de nitrogênio no dito conduto durante um dito período em uma pressão p de 0,1 a 35 MPa (1 a 350 bar g) e em uma velocidade de 0,1 a 50 kg/seg.

O período de fluxo de hidrocarboneto reduzido no método da invenção pode ser um período antes do fluxo de hidrocarboneto ter começado, por exemplo, durante o serviço ativo, ou um período de paralisação pla15 nejada ou não-planejada. No último caso, a introdução de nitrogênio é preferivelmente iniciada bem antes, durante ou logo depois da paralisação (por exemplo, dentro de uma hora de paralisação) e/ou antes do início. O conduto poderá ser, caso desejado, despressurizado e, neste caso, o nitrogênio poderá ser introduzido em uma baixa pressão, por exemplo, tão baixa quan20 to 0,1 MPa (1 bar g), por exemplo de 0,1 a 2 MPa (1 a 20 bar g). Normalmente, contudo, a introdução se dará em uma pressão elevada, por exemplo, de 2 a 35 MPa (20 a 350 bar g), especialmente de 3 a 30 MPa (30 a 300 bar g), particularmente de 4 a 20 MPa (40 a 200 bar g), mais particularmente de 5 a 10 MPa (50 a 100 bar g).

O período de tempo t é preferivelmente de 0,5 a 20 horas, especialmente de 1 a 10 horas.

O conduto de hidrocarboneto tratado de acordo com a invenção pode ter qualquer comprimento, mas tipicamente será de até 200 km, preferivelmente de até 50 km, especialmente de até 20 km, por exemplo, de 1 m a

20 km.

O conduto tratado de acordo com a invenção pode ser um tubo ou linha de fluxo convencional ou pode ser ou incluir qualquer componente da linha da cabeça de poço para a zona de extremidade, por exemplo, poços, gabaritos, fios de ligação, carretéis, elevadores, instalações de processamento submarinas, instalações de borda de navio, instalações terrestres, tanques separadores e outros recipientes entre o poço e a zona de extremi5 dade, etc.

O tratamento, de acordo com a invenção será geralmente apenas efetuado quando a temperatura ambiente no conduto (ou qualquer parte do mesmo) for tal que a formação de hidrato possa ocorrer.

No método da invenção, a pressão é preferivelmente de 5 a 20 10 MPa (50 a 200 bar), p.d/t é preferivelmente de 100 a 200, p.d é preferivelmente menor do que 2000, e r é preferivelmente 0,5 a 50 kg/seg (mais preferivelmente de 1 a 30 kg/seg). Quando o método da invenção for usado para tratar uma seção relativamente pequena de um conduto, por exemplo, gabarito, fio de ligação, carretei, instalação de tratamento, etc., o nitrogênio pode15 rá ser aplicado em velocidades relativamente baixas, por exemplo, de 0,1 a 5 kg/seg, preferivelmente de 0,5 a 2 kg/seg.

O hidrocarboneto que normalmente flui no conduto é preferivelmente gás natural que irá conter, em geral, uma certa quantidade de água.

O conduto convenientemente terá um diâmetro interno de 1,27 a 20 101,6 cm (0,5 a 40 polegadas), mas, mais tipicamente, terá um diâmetro de

12,7 cm a 76,2 cm (5 a 30 polegadas).

No método da invenção, a direção do fluxo de hidrocarboneto é a direção na qual o hidrocarboneto flui na operação normal.

O nitrogênio, que é preferivelmente de pelo menos 90% em mol 25 puro, preferivelmente contém menos de 10% em mol de oxigênio, em especial, preferivelmente menos de 5% em mol, mais particularmente menos de

2% em mol.

O uso de nitrogênio para inibir a formação de hidrato, desta forma, é contra-intuitivo, uma vez que é capaz de formar hidratos.

A pressão e a vazão do nitrogênio devem ser monitoradas e ajustadas para assegurar que a formação de hidrato não ocorra. Tipicamente, ele será acrescentado em quantidades tais que até 100% em mol do fluido dentro do conduto imediatamente a jusante do local de injeção de gás seja nitrogênio. Desejavelmente, a figura será de pelo menos 25% em mol, mais preferivelmente de pelo menos 40% em mol, especialmente de pelo menos

60% em mol, mais especialmente de pelo menos 80% em mol, por exemplo, até 99% em mol, mais preferivelmente até 95% em mol.

Contudo, é desejável que a porção do fluxo de fluido que contém o nitrogênio seja combustível, podendo, conseqüentemente, a quantidade acrescentada ser mantida em um nível que permite isto, ou, alternativamente, hidrocarboneto (por exemplo, metano, gás natural, etc.) podendo ser a10 crescentado ao fluxo de fluido a jusante da introdução de nitrogênio para abaixar a relativa concentração de gás de nitrogênio. Tal introdução de hidrocarboneto deve, naturaimente, acontecer em um ponto onde não há qualquer risco de formação de hidrato, ou depois de reiniciar o fluxo depois de uma despressurizarão.

O método da invenção é especialmente adequado para uso com poços submarinos, em particular, para impedir a formação de hidrato em um ou mais dos componentes no conduto da cabeça de poço para acima da superfície de água, especialmente fios de ligação (conexões da cabeça de poço para a tubulação ou gabarito), tubulação, gabarito, carretéis (juntas expansíveis dentro do conduto), linhas de fluxo e elevadores tanto flexíveis como rígidos. Ele pode também ser usado dentro das seções do poço onde a temperatura ambiente da formação circundante é baixa o suficiente para permitir a formação de hidrato (por exemplo, até cerca de 100 m abaixo da linha de lama) e nas seções acima da superfície de um conduto.

O método da invenção pode ser também vantajosamente usado na seção de coroa anular do desenho do poço. Normalmente, a pressão da coroa anular é controlada com o uso de metanol ou glicol. O uso de nitrogênio, conforme descrito aqui, irá prover uma solução alternativa. Qualquer vazamento do fluxo de poço na linha de sangria da coroa anular seria assim inibido pelo nitrogênio. Outra vantagem do uso do nitrogênio é a de que ele irá acomodar-se em uma maneira mais eficaz para expansões de volume térmico do que uma linha de sangria de coroa anular cheia de líquido.

No caso de uma paralisação não-planejada, o nitrogênio é preferivelmente introduzido em um ou mais locais ao longo do conduto, em especial, preferivelmente locais a montante de um ou mais fios de ligação, gabaritos, tubulações, carretéis ou elevadores, antes, durante ou depois da des5 pressurizarão. A introdução do nitrogênio serve assim para estender o tempo de resfriamento para seções do conduto com altos valores U, isto é, seções particularmente em risco de formação de hidrato. O tempo de resfriamento (CDT) é um dos fatores de desenho-chave e é o tempo que uma determinada estrutura irá levar para alcançar as condições de formação de hidrato das condições de produção. As exigências CDT variam de campo para campo, mas geralmente são mais rigorosas para aplicações em águas profundas do que em águas pouco profundas. A adição do nitrogênio reduz a temperatura de equilíbrio de hidrato, automaticamente prolongando o CDT e permitindo mais tempo para a implementação de medidas de controle de hidrato. Com o uso do método da invenção, desta forma, é alternativamente possível reduzir as exigências de isolamento para os componentes do conduto e, conseqüentemente, reduzir seu custo.

Durante uma paralisação planejada ou não-planejada, a introdução do nitrogênio pode também ser usada para reduzir a necessidade de despressurizar as áreas inicialmente livres de hidrato do contudo. Desse modo, por exemplo, para típicas condições de operação onde o hidrocarboneto fluente apresenta uma temperatura de 18°C e a temperatura ambiente da água do mar é de 4 a 5°C, a paralisação envolvería a despressurizarão de 20 MPa (200 bar) a cerca de 1 MPa (10 bar). Se o nitrogênio for acres25 centado em uma concentração de cerca de 60% em mol, a despressurizarão em cerca de 2 MPa (20 bar) será suficiente, enquanto que, para a adição de nitrogênio em uma concentração de cerca de 90% em mol, a despressurizarão em cerca de 5 MPa (50 bar) poderá ser suficiente.

A introdução de nitrogênio pode ser afetada de modo relativa30 mente simples com a provisão de uma linha de válvula de uma fonte de nitrogênio para os locais de introdução desejados no conduto ou dentro do orifício. Tais linhas são desejavelmente isoladas termicamente, podendo ser desejável aquecer o nitrogênio antes da injeção, por exemplo, em trânsito para o local de injeção. O nitrogênio pode ser tipicamente introduzido de um gerador de nitrogênio ou reservatório de nitrogênio (por exemplo, um tanque de líquido ou nitrogênio pressurizado). A introdução pode ser controlada por operador; contudo, em geral, será desejável a introdução automática, isto é, controlada por computador, em resposta a sinais de monitores de fluxo.

De modo geral, o nitrogênio será introduzido sob pressão concentrada normal, por exemplo, de 5 a 25 MPa (50 a 250 bar). O nitrogênio pode ser alternativamente introduzido em um conduto parcial ou totalmente despressurizado, em cujo caso pode ser suficiente uma pressão de introdução inferior. Em qualquer caso, a linha da fonte de gás para o ponto de introdução do conduto será geralmente provida com bombas e/ou compressores.

Quando o nitrogênio for usado durante a despressurizarão, a quantidade acrescentada e a velocidade na qual ele é acrescentado deve ser correspondente ao perfil de despressurizarão e às características de isolamento do conduto, de modo a assegurar que as condições de pressão e temperatura não se tornem conducentes à formação de hidrato. Do mesmo modo, durante a repressurização, será geralmente desejável acrescentar nitrogênio e similarmente corresponder a quantidade acrescentada ao perfil de repressurização. Em muitos casos, pode ser desejável lavar o conduto (por exemplo, da cabeça de poço ou de outros locais selecionados) com nitrogênio antes que o fluxo de hidrocarboneto seja reiniciado. Além disso, pode ser desejável acrescentar um inibidor químico (por exemplo, glicol) ao hidrocarboneto durante a repressurização.

Uma região específica do conduto na qual o uso do método da invenção é especialmente favorável é em elevadores onde é necessário a suspensão de gás.

A suspensão de gás é usada para impelir líquido até elevadores altos em águas profundas. Quando despressurizado, o fluido residual em tais elevadores poderá criar uma pressão que está bem acima daquela na qual, sob condições de temperatura ambiente, ocorre a formação de hidrato na base do elevador. Em operação normal, o gás (geralmente gás natural) é injetado no fluxo de hidrocarboneto na base do elevador ou perto desta para impelir o líquido para cima e para fora do elevador. No método da invenção, antes, durante ou depois da despressurizarão da suspensão de gás, o gás poderá ser trocado por nitrogênio de modo a minimizar a possibilidade de o elevador reter líquido suficiente que possa causar a formação de hidrato, quando a despressurizarão for completada. Antes e durante a repressurização, o elevador poderá ser igualmente lavado com nitrogênio. Particularmente de modo preferível, o fluxo de nitrogênio no elevador é mantido durante a paralisação. Este uso do método da invenção é particularmente útil com elevadores apresentando um comprimento vertical de 100 m ou mais, especialmente 250 m ou mais, mais especialmente 500 m ou mais.

A invenção também apresenta um aparelho para operação do método da invenção. Vista a partir deste aspecto, a invenção apresenta um aparelho de transferência de hidrocarboneto que compreende um conduto para o fluxo de hidrocarboneto apresentando uma válvula de entrada de hidrocarboneto e uma válvula de saída de hidrocarboneto, uma fonte de gás inibidor, e uma linha provida de válvula a partir da dita fonte para um orifício de entrada dentro do dito conduto, a dita linha sendo opcionalmente provida com uma bomba.

Os componentes do aparelho da invenção podem incluir qualquer dos componentes encontrados no conduto de hidrocarboneto de um furo de poço de hidrocarboneto para a superfície da água.

Em particular, o conduto de hidrocarboneto será desejavelmente 25 provido com entradas de nitrogênio, válvulas e respiros em uma pluralidade de posições ao longo de seu comprimento, de modo que a seção do conduto a ser tratado com o método da invenção possa ser selecionada, conforme desejado, isto é, de modo que um volume limitado do conduto possa ser tratado, caso desejado.

A lavagem com nitrogênio, por exemplo, usando os parâmetros discutidos acima, pode ser utilizada para proteger um conduto de fluxo de hidrocarboneto antes de a produção (isto é, fluxo de hidrocarboneto) come10 çar, por exemplo, durante o serviço ativo ou na primeira partida. Isto forma um aspecto adicional da invenção e é aplicável mesmo para condutos extremamente longos, por exemplo, de até 2000 km, particularmente de até 1000 km. Vista a partir deste aspecto, a invenção apresenta um método para a proteção de um conduto de fluxo de hidrocarboneto, cujo método compreende a lavagem do dito conduto com nitrogênio antes do início do fluxo de hidrocarboneto.

A invenção será agora ilustrada com referência aos desenhos anexos, nos quais:

a Figura 1 é um gráfico de um diagrama de fase para hidrato e gás (ou hidrocarboneto)/água em vários níveis de teor de nitrogênio (as linhas são respectivamente, as curvas de equilíbrio de hidrato em (1) 100% em mol de nitrogênio, (2) 95% em mol de nitrogênio; (3) 90% de em mol de nitrogênio; (4) 80 rnols de nitrogênio; (5) 60 rnols de nitrogênio; (6) 40 rnols;

(7) 20 rnols; e 1,5% de mol de nitrogênio); e a Figura 2 é um diagrama esquemático de um poço de hidrocarboneto de subsuperfície equipado para executar o método da invenção.

Com referência à Figura 1, pode ser visto que, com o aumento do teor de nitrogênio de um fluxo de hidrocarboneto até 80% em mol (por exemplo), a pressão de equilíbrio do hidrato em 4°C é aumentada de cerca de 0,4 MPa a cerca de 3 MPa (4 bar a cerca de 30 bar) (para a mistura de hidrocarboneto usada).

Com referência à Figura 2, é mostrada uma plataforma no nível do mar 1 ligada a cabeças de poço de fundo de mar 2 através de um condu25 to 3. A plataforma 1 é provida com um gerador de nitrogênio 4 e uma linha de nitrogênio 5 equipada com a bomba 6 e válvulas (não mostradas). As cabeças de poço 2 são conectadas por fios de ligação 7 a um gabarito 8. O gabarito 8 é conectado através de um carretei 9 à linha de fluxo 10. A linha de fluxo 10 é conectada através de um carretei 11 a um elevador rígido 12.

O hidrocarboneto que flui do elevador rígido 12 é alimentado em um reservatório 13 na superfície.

Antes, durante ou depois da despressurizarão, ou antes ou du11 rante a repressurização, o nitrogênio do gerador 4 pode ser injetado no conduto 3 a montante dos fios de ligação 7 e dos carretéis 9 ou 10, ou como um gás suspenso na base do elevador 12.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de proteger um conduto (3) de hidrocarboneto da formação de hidrato durante um período de fluxo de hidrocarboneto reduzido, caracterizado pelo fato de que o dito método compreende a

5 introdução de nitrogênio no dito conduto (3) durante um dito período em uma pressão p de 0,1 a 35 MPa (1 a 350 bar g) e em uma velocidade de (1,5 a 35).A kg/seg (onde A é a área de seção transversal interna do conduto (3) em metros quadrados) por um período de t horas, onde t = p.d/n, onde d é o comprimento em km do conduto (3) a partir da localização de introdução de

10 nitrogênio e n é 10 a 400.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que p.d é menor do que 2000.
3. Método de acordo com a reivindicação 1 ou 2, caracterizado pelo fato de que se a pressão no conduto (3) na paralisação for tal que p.d. é

15 maior do que 2000, a pressão será reduzida para reduzir p.d. para 2000 ou menos.
4. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 3 caracterizado pelo fato de que a introdução de nitrogênio é efetuada dentro de uma 1 hora de paralisação.

20 5. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 4, caracterizado pelo fato de que p.d./t está na faixa de 100 a 200.

6. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 5, caracterizado pelo fato de que t é de 0,5 a 20 horas.

7. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 6, 25 caracterizado pelo fato de que r é de 0,5 a 50 kg/seg.

8. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 7, caracterizado pelo fato de que r é 1 a 30 kg/seg.

9. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 8, caracterizado pelo fato de que o nitrogênio é de pelo menos 90% em mol

30 puro.

10. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 9, caracterizado pelo fato de que o hidrocarboneto é gás natural.

Petição 870170082899, de 27/10/2017, pág. 11/12

11. Método, de acordo com qualquer das reivindicações 1 a 10, caracterizado pelo fato de que a temperatura ambiente fora do dito conduto (3) é menor do que a temperatura de equilíbrio de hidrato para a pressão dentro e os teores do conduto (3), por exemplo, abaixo de 30°C, mais
5 geralmente abaixo de 18°C, especialmente abaixo de 5°C.

Petição 870170082899, de 27/10/2017, pág. 12/12

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Efeito de concentração N2 na curva de equilíbrio de hidrato (jeq) oessajd

Temperatura (°C)