EA011377B1 - Способ ингибирования образования гидратов - Google Patents

Abstract

Данное изобретение обеспечивает способ ингибирования образования твердых гидратов в трубопроводе (10), используемом для протекания по нему водосодержащего углеводорода, включающий введение в указанный углеводород в указанном трубопроводе газа (4, 5, 6), который повышает пороговое давление образования гидрата для указанного водосодержащего углеводорода, причем указанный газ вводят таким образом, что вынуждают его перемещаться вдоль по меньшей мере части указанного трубопровода в направлении потока углеводорода.

Description

Данное изобретение относится к усовершенствованию способов борьбы с образованием гидрата газа в трубопроводах для углеводородов, в частности в трубопроводах систем добычи с морского дна, и к используемому для этого оборудованию.

Приток скважины из месторождения углеводородов содержит воду в газообразном или жидком состоянии. При высоких давлениях и низких температурах вода может образовывать твердые материалы, в которых удерживаются углеводороды с низким молекулярным весом, то есть углеводороды, которые являются газообразными при стандартных температурах и давлениях (н.у.). Один кубический метр такого твердого вещества может захватывать около 180 м³ газа (при н.у.). Такие материалы обычно называют «гидратами газа» или просто «гидратами», и далее мы будем называть их «гидратами».

Для систем добычи с морского дна температура морской воды, окружающей трубопровод (то есть «трубопровод» или «напорный трубопровод») от устья скважины до поверхности воды обычно минимально составляет около 4°С. При такой температуре гидраты обычно образуются при давлениях около 1 МПа (10 бар). Так как поток углеводородов, идущий по этому трубопроводу, может обычно находиться под давлением, во много раз превышающим эту величину, образование гидратов, при котором трубопровод может закупориться, представляет существенный риск. Температуры, при которых происходит образование гидратов, могут быть достигнуты, если поток углеводородов становится менее интенсивным или останавливается, что вызывает охлаждение углеводородов ниже температуры, при которой происходит образование гидрата, или же если путь потока является таким длинным, что такое охлаждение неизбежно будет происходить.

Если подводный трубопровод заблокирован из-за забивания его гидратами, не только прекращается добыча углеводородов, но и прочистка его является в высшей степени проблематичной. Как было сказано выше, один кубический метр гидрата захватывает около 180 м³ газа (н.у.), таким образом, просто нагревая заблокированную секцию трубопровода, можно вызвать резкий подъем давления, которое может быть опасным или разрушительным. Из-за серьезных последствий блокировки общепринятой практикой для защиты текучей среды в длинных (например, 40 или более км) подводных трубопроводах от образования гидратов является непрерывное введение в устье скважины ингибиторов гидратообразования, например метанола или моноэтиленгликоля, или введение таких ингибиторов, если произошла неожиданная остановка в более коротких трубопроводах, если только это возможно.

Однако такие ингибиторы не только дороги, но они также снижают продажную цену, поскольку загрязняют полученный углеводород.

Если углеводород получают со дна моря с помощью высокого (например, 500 м или более) жесткого вертикально расположенного трубопровода, или с помощью гибкого вертикального трубопровода (в изгибах которого может застаиваться жидкость), проблемы образования гидрата могут быть особенно тяжелыми.

В то время как образование гидратов является особенно проблематичным в подводных системах добычи, оно, конечно, является в равной степени проблематичным для расположенных на поверхности трубопроводов/напорных трубопроводов в областях, где температура окружающей среды может быть ниже, чем температура образования гидрата.

По ходу трубопровода от устья скважины до поверхности моря, эффективность изоляции обычно изменяется. Эффективность изоляции обычно выражают как коэффициент теплопереноса и, при этом эффективность изоляции становится меньше при более высоких значениях и. Обычно значения и для перемычек или фланцевых соединений (компоненты трубопровода) могут быть в два или более раза выше, чем значения и для трубы (также компонент трубопровода). В результате, если поток останавливается, потери тепла в перемычках и фланцевых соединениях будут больше, чем в трубах, и, таким образом, область образования гидратов достигается быстрее, тем самым увеличивая риск образования гидратов в этих компонентах.

Если добыча прекращена (планово или непредвиденно), то важно избежать попадания в область образования гидрата (то есть наступления такого комплекса условий, когда гидрат может образовываться). Одним из общих способов достижения этого является снижение давления в трубопроводе таким образом, чтобы на любом участке трубопровода избежать наступления условий по температуре и давлению, приводящих к образованию гидратов. Альтернативно, в поток можно ввести ингибитор образования гидратов, например этиленгликоль. Повторный пуск потока также следует осуществлять таким образом, чтобы избежать возникновения условий по температуре и давлению, приводящих к образованию гидратов. Дополнительной возможностью избежать попадания в область образования гидратов является поддержание температуры, подавая тепло к трубопроводу, однако это требует нахождения в данном месте соответствующих нагревательных систем.

Таким образом, все еще существует потребность в улучшенных способах, посредством которых можно предотвратить образование гидратов, то есть засорение трубопровода для углеводородов.

Авторы обнаружили, что путем введения в поток углеводородов газа (то есть материала, который является газообразным при н.у.), который повышает пороговое давление (или снижает пороговую температуру) образования гидратов, можно снизить риск образования гидратов и можно увеличить период времени, в течение которого можно успешно принять меры предосторожности, или же можно избежать

- 1 011377 необходимости в дополнительных мерах предосторожности.

Таким образом, с позиции одного из аспектов данного изобретения предложен способ ингибирования образования твердых гидратов в трубопроводе, используемом для протекания по нему водосодержащих углеводородов, включающий введение в указанный трубопровод газа, который повышает пороговое давление образования гидратов (например, при температуре среды, окружающей трубопровод, например при 4°С) для указанного водосодержащего углеводорода, при этом указанный газ вводят таким образом, что вынуждает его перемещаться по меньшей мере вдоль части указанного трубопровода в направлении потока углеводорода.

Обычно этот газ («газ-ингибитор») вводят в находящийся в трубопроводе углеводород; однако, если это желательно, его можно ввести в трубопровод в условиях включения.

Способ по данному изобретению предназначен в первую очередь для предотвращения образования твердых гидратов, и, таким образом, его предпочтительно осуществляют перед тем, как трубопровод блокируется (образуется пробка) при возникновении гидратов.

В способе по данному изобретению направлением течения углеводорода является направление, в котором протекает углеводород при нормальной работе.

Газ, применяемый в качестве ингибитора образования гидратов в способе по данному изобретению, может быть любым газом, способным повышать пороговое давление образования гидратов, то есть для углеводорода, транспортируемого по трубопроводу, он смещает фазовую границу между гидратом и углеводородной и водной фазами на диаграмме состояния в направлении увеличения давления при данной температуре, из соображения ясности установленной здесь на значении 4°С. Газы, способные давать такой эффект, включают диоксид углерода, азот и газы нулевой группы (то есть гелий, неон, аргон и т.д.). Однако, из соображений эффективности, безопасности и цены, наиболее предпочтительным является использование азота. Используемый газ можно ввести в виде отдельного вещества или в виде смеси веществ, например смеси двух или более газов, имеющих желаемый эффект (например, азот и гелий); или смеси, которая дает желаемый эффект, но содержит один или более газов (например, углеводородов), которые сами по себе не дают желаемого эффекта.

Использование в качестве такого газа оксида углерода или кислорода обычно не является желательным из соображений безопасности.

Какой бы не использовали газ, форма, в которой его вводят, предпочтительно содержит менее 10 мол.% кислорода, особенно предпочтительно менее 5 мол.%, более предпочтительно менее 2 мол.%. Подобные же ограничения налагаются на оксид углерода.

Использование газа для ингибирования образования гидрата таким образом является трудным для понимания, так как применяемый газ сам будет способен образовывать гидраты.

Газ вводят в количестве, достаточном для того, чтобы ингибировать образование гидрата в условиях давления и температуры, существующих в трубопроводе, конечно, давление внутри трубопровода и скорость потока текучей среды внутри трубопровода будут определять, ингибируется ли образование гидрата, и, таким образом, давление и скорость потока следует контролировать и регулировать для обеспечения отсутствия образования гидратов. Обычно газ можно добавлять в таких количествах, что до 100 мол.% текучей среды внутри трубопровода непосредственно ниже по потоку от места введения газа составляет газ-ингибитор. Желательно эта величина будет составлять по меньшей мере 25 мол.%, более предпочтительно по меньшей мере 40 мол.%, особенно по меньшей мере 60 мол.%, более существенно по меньшей мере 80 мол.%, например до 99 мол.%, более предпочтительно до 95 мол.%/. Ввиду больших объемов используемого газа по экономическим причинам, конечно, желательно использовать азот.

Тем не менее, желательно, чтобы часть потока текучей среды, которая содержит газ, была горючей и, соответственно, чтобы добавленное количество можно было сохранять на уровне, позволяющем, чтобы можно было добавить к потоку текучей среды, ниже по потоку от места введения газа-ингибитора, такой же или другой углеводород (например, метан, природный газ и т.д.), чтобы снизить относительную концентрацию газа-ингибитора. Такое введение углеводородов можно, конечно, осуществлять в месте, где отсутствует риск образования гидрата, или после возобновления потока после сброса давления.

Способ по изобретению является особенно пригодным для использования со скважинами, находящимися на морском дне, особенно для предотвращения образования гидратов в одном или более компонентов трубопровода, ведущего от устья скважины до точки выше поверхности воды, особенно в перемычках (соединениях, ведущих от устья скважины к коллектору или опорной плите), коллекторе, опорной плите, фланцевых соединениях (способных к расширению соединениях в трубопроводе), трубах, а также как в гибких, так и жестких вертикальных трубопроводах. Его можно также применять в секциях скважины, где температура окружающей породы достаточно низка, чтобы позволить образоваться гидрату (например, примерно до 100 м ниже линии подачи бурового раствора), и в секциях трубопровода, расположенных над поверхностью воды.

Способ по изобретению можно также с успехом применять в конструкциях скважины с кольцеобразным сечением. Обычно давление в кольце регулируют с помощью метанола или гликоля. Использование газа-ингибитора, как здесь описано (например, азота), может обеспечить альтернативное решение. Любая утечка притока скважины в кольцеобразный выпускной трубопровод будет, таким образом, за

- 2 011377 медляться газом-ингибитором. Другим преимуществом при использовании газа-ингибитора является то, что он будет более эффективным образом приспосабливаться к температурным изменениям объема, чем это могло быть в случае заполненного жидкостью кольцеобразного выпускного трубопровода.

Способ по данному изобретению можно использовать на различных стадиях работы скважины; однако особенно выгодно использовать его перед, во время и после сокращения потока или отключения (остановки).

В случае незапланированной остановки газ-ингибитор предпочтительно вводят в одной или более точках вдоль трубопровода, особенно предпочтительно в точках выше по потоку от одной или более перемычек, опорных плит, коллекторов, фланцевых соединений или вертикальных трубопроводов, перед, в течение или после сброса давления. Введение газа-ингибитора таким образом служит для увеличения времени охлаждения для секций трубопровода с высокими значениями и, то есть секций, где существует повышенный риск образования гидрата. Время охлаждения (ВО) является одним из ключевых конструкционных факторов и представляет собой время, за которое данная структура может перейти от условий добычи к условиям образования гидрата. Требования к ВО изменяются в различных областях, но обычно они являются более жесткими для глубоководных применений, чем для мелководных применений. Добавление газа-ингибитора снижает равновесную температуру образования гидрата, что автоматически увеличивает ВО и дает больше времени для осуществления мер по регулированию гидрата. При использовании способа по изобретению, таким образом, возможно альтернативно снизить требования к изоляции для компонентов трубопровода и, следовательно, снизить их стоимость.

В ходе запланированной или незапланированной остановки введение газа-ингибитора можно использовать также и для снижения необходимости сброса давления в областях трубопровода, исходно не содержащих гидрата. Таким образом, например, для типичных рабочих условий, когда протекающий углеводород имеет температуру 18°С, а температура окружающей морской воды составляет от 4 до 5°С, остановка может подразумевать сброс давления от 20 МПа (200 бар) примерно до 1 МПа (10 бар). Если добавляют азот примерно до концентрации 60 мол.%, может быть достаточно сбросить давление примерно до 2 МПа (20 бар), в то время как при добавлении азота до концентрации примерно 90 мол.% может быть достаточно сбросить давление примерно до 5 МПа (50 бар).

Введение газа-ингибитора можно осуществить относительно просто, обеспечив линию с вентилем от источника газа-ингибитора до желаемых точек ввода на трубопроводе или внутри ствола скважины. Такие линии желательно являются термически изолированными, и может быть желательно нагреть газингибитор перед введением, например, на пути к точке ввода. Газ-ингибитор обычно можно вводить от генератора азота или от резервуара с азотом (например, емкости с жидким или находящимся под давлением азотом). Введение может контролировать оператор; однако обычно является желательным автоматическое введение, то есть контролируемое компьютером, в ответ на сигналы от системы мониторинга потока.

В некоторых рабочих режимах будет желательно снизить или остановить поток углеводородов выше по потоку от мест введения газа-ингибитора таким образом, чтобы увеличить относительную концентрацию газа-ингибитора в трубопроводе ниже по потоку от мест его введения.

Газ-ингибитор обычно вводят при нормальном давлении режима включения, например до 30 МПа (300 бар), например от 1 до 25 МПа (от 10 до 250 бар). Альтернативно, газ-ингибитор можно вводить в трубопровод с частично или полностью сброшенным давлением; в этом случае может быть достаточным более низкое давление введения. В любом случае линию от источника газа до места введения в трубопровод обычно обеспечивают насосами и/или компрессорами.

Если газ-ингибитор используют в ходе сброса давления, добавленное количество и скорость, при которой его добавляют, должны соответствовать профилю сброса давления и изоляционным характеристикам трубопровода, чтобы обеспечить условия, при которых давление и температура не начинают благоприятствовать образованию гидрата. Подобным же образом при сбросе давления обычно желательно добавлять газ-ингибитор и подобным образом приводить в соответствие добавленное количество и профиль сброса давления. Во многих случаях может быть желательно промыть трубопровод (например, от устья скважины или других выбранных мест) газом-ингибитором перед тем, как снова пустить поток углеводородов. Более того, может быть желательным добавить к углеводороду в ходе сброса давления химический ингибитор (например, гликоль).

Одной из конкретных областей трубопровода, в которой использование способа по изобретению является особенно благоприятным, являются вертикальные трубопроводы, где необходим газлифт.

Газлифт используют для перемещения жидкости вверх в высоких вертикальных трубопроводах, применяемых в глубоких водах. При сбросе давления остаточная текучая среда в таких вертикальных трубопроводах может создавать давление, которое значительно выше того, при котором, в условиях температуры окружающей среды, в основании вертикального трубопровода образуется гидрат. При нормальной работе газ (обычно природный газ) вводят в поток углеводородов в основании или около основания вертикального трубопровода для перемещения жидкости вверх и из вертикального трубопровода. В способе по изобретению перед, в процессе и после сброса давления газлифтный газ можно переключить на газ-ингибитор, чтобы свести к минимуму возможность вертикального трубопровода удерживать

- 3 011377 количество жидкости, достаточное для того, чтобы вызвать образование гидрата при завершении сброса давления. Перед и в ходе сброса давления вертикальный трубопровод подобным же образом можно промыть газом-ингибитором. Особенно предпочтительно поддерживать поток газа-ингибитора при остановке. Такое использование способа по изобретению особенно полезно с вертикальными трубопроводами, имеющими вертикальный участок длиной 00 м или более, особенно 250 м или более, еще более особенно 500 м или более.

В следующем аспекте данного изобретения газ-ингибитор можно ввести в трубопровод против течения углеводородов при нормальной работе. Эта технология, которую обычно называют «закачка под давлением», особенно применима для использования с вертикальными трубопроводами, особенно с вертикальными трубопроводами со значительной вертикальной протяженностью, например свыше 250 м, особенно свыше 500 м; однако ее можно использовать для еще большего сдвига углеводородного содержимого трубопровода в обратном направлении, даже настолько, чтобы сместить углеводороды обратно в ствол скважины, например, на глубину, на которой температура образования такова, что образования гидрата не происходит. Этого можно достигнуть посредством закачки под давлением газом-ингибитором от поверхности, или же можно достигнуть, вводя газ-ингибитор выше по ходу потока одного или более вентилей в трубопроводе, возможно, перед, в процессе или после закрытия этих вентилей. Таким образом, природу содержимого трубопровода можно изменять так, чтобы свести к минимуму вероятность образования гидрата. Однако, для того, чтобы сделать это, давление ввода газа-ингибитора обычно должно быть выше, чем давление, используемое для предшествующего аспекта способа по данному изобретению.

Рассматривая еще один аспект, изобретение обеспечивает таким образом способ ингибирования образования гидрата в трубопроводе для углеводородов; способ включает введение газа-ингибитора в указанный трубопровод под давлением, более высоким, чем давление углеводородов для изменения направления потока текучей среды в указанном трубопроводе на противоположное.

И снова данный способ предпочтительно является способом, применяемым до образования пробки, и более предпочтительно перед тем, как в трубопроводе произойдет образование гидрата, чтобы предотвратить образование гидрата или чтобы снизить степень образования гидрата, особенно так, чтобы избежать блокирования трубопровода.

Изобретение обеспечивает также установку для осуществления способа по изобретению. В данном аспекте изобретение обеспечивает установку для перемещения углеводородов, включающую трубопровод для потока углеводородов, имеющий входной вентиль для углеводородов и выпускной вентиль для углеводородов, источник газа-ингибитора и снабженную вентилями линию от указанного источника до входного отверстия внутри указанного трубопровода, при этом указанная линия возможно снабжена насосом.

Компоненты установки по изобретению могут включать любой из компонентов, входящий в состав трубопровода для углеводородов, от ствола углеводородной скважины до уровня над поверхностью воды.

Особенно желательно, чтобы этот трубопровод для углеводородов был снабжен входными отверстиями для газа-ингибитора, вентилями и воздушными клапанами во множестве положений по его длине, таким образом, чтобы секцию трубопровода, которая должна быть обработана по способу изобретения, можно было выбрать по желанию, то есть, если это желательно, чтобы можно было обработать ограниченный объем трубопровода.

Далее изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых:

Фиг. 1 представляет собой график фазовой диаграммы для гидрата и газа (или углеводорода)/воды при различных уровнях содержания азота (линии, соответственно, представляют собой равновесные кривые для гидрата при (1) 100 мол.% азота; (2) 95 мол.% азота; (3) 90 мол.% азота; (4) 80 мол.% азота; (5) 60 мол.% азота; (6) 40 мол.% азота; (7) 20 мол.% азота и 1,5 мол.% азота;

Фиг. 2 представляет собой схематическое изображение подводной углеводородной скважины, оборудованной для осуществления способа по изобретению.

Обращаясь к фиг. 1, можно видеть, что при увеличении содержания азота в потоке углеводородов до 80 мол.% (например), равновесное давление гидрата при 4°С увеличивается примерно от 0,4 МПа (4 бар) до 3 МПа (30 бар) (для используемой углеводородной смеси).

На фиг. 2 изображена расположенная на поверхности моря платформа 1, связанная с расположенными на дне моря устьями 2 скважин посредством трубопровода 3. Платформа 1 снабжена генератором азота 4 и линией 5 подачи азота, снабженной насосом 6 и вентилями (не показаны). Устья 2 скважин связаны перемычками 7 с опорной плитой 8 для бурения. Опорная плита 8 для бурения соединена фланцевым соединением 9 с трубой 10. Труба 10 соединена фланцевым соединением 11 с жестким вертикальным трубопроводом 12. Углеводород, вытекающий из жесткого вертикального трубопровода 12, подают в резервуар 13 на поверхности.

Перед, во время или после сброса давления или перед или в процессе восстановления давления азот из генератора 4 можно вводить в трубопровод 3 выше по потоку от перемычек 7 и фланцевых соедине

- 4 011377 ний 9 или 10, или же в качестве газлифта в основание вертикального трубопровода 12.

Claims (8)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ ингибирования образования твердых гидратов в трубопроводе, используемом для протекания по нему водосодержащего углеводорода, в котором в протекающий по трубопроводу углеводород вводят газ, который повышает пороговое давление образования гидрата для содержащего воду углеводорода, при этом газ вводят таким образом, что направление его перемещения в по меньшей мере части указанного трубопровода совпадает с направлением потока углеводорода.
2. 2. Способ по п.1, в котором указанный газ вводят в таких количествах, что до 100 мол.% текучей среды внутри трубопровода непосредственно ниже по потоку от места ввода газа составляет газингибитор.
3. 3. Способ по п.1 или 2, в котором образование твердого гидрата ингибируют перед, в процессе и/или после уменьшения потока.
4. 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором указанный газ вводят под давлением до 30 МПа (300 бар).
5. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором образование твердого гидрата ингибируют по меньшей мере в одном из компонентов трубопровода на протяжении от устья скважины до уровня над поверхностью воды, выбранных из группы, состоящей из перемычек, коллекторов, опорных плит для бурения, фланцевых соединений, прямых участков трубопровода, гибких вертикальных трубопроводов и жестких вертикальных трубопроводов.
6. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором указанный газ выбирают из группы, состоящей из диоксида углерода, азота, газов нулевой группы и их смесей.
7. 7. Способ по любому из пп.1-6, в котором указанный газ представляет собой азот.
8. 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанный газ содержит менее 2 мол.% кислорода.