EA011377B1 - Способ ингибирования образования гидратов - Google Patents
Способ ингибирования образования гидратов Download PDFInfo
- Publication number
- EA011377B1 EA011377B1 EA200700430A EA200700430A EA011377B1 EA 011377 B1 EA011377 B1 EA 011377B1 EA 200700430 A EA200700430 A EA 200700430A EA 200700430 A EA200700430 A EA 200700430A EA 011377 B1 EA011377 B1 EA 011377B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- pipeline
- formation
- hydrocarbon
- hydrate
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 title claims abstract description 5
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 53
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 53
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 30
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 72
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 50
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 37
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 3
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 2
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 2
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 229910052754 neon Inorganic materials 0.000 description 1
- GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N neon atom Chemical compound [Ne] GKAOGPIIYCISHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010587 phase diagram Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
- F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
- F17D1/05—Preventing freezing
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/082—Pipe-line systems for liquids or viscous products for cold fluids, e.g. liquefied gas
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/34—Hydrogen distribution
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Insulated Conductors (AREA)
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)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. 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. 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. Способ по п.1 или 2, в котором образование твердого гидрата ингибируют перед, в процессе и/или после уменьшения потока.
- 4. Способ по любому из пп.1-3, в котором указанный газ вводят под давлением до 30 МПа (300 бар).
- 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. 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. Способ по любому из пп.1-6, в котором указанный газ представляет собой азот.
- 8. Способ по любому из пп.1-7, в котором указанный газ содержит менее 2 мол.% кислорода.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0420061.4A GB0420061D0 (en) | 2004-09-09 | 2004-09-09 | Method |
PCT/GB2005/003494 WO2006027609A1 (en) | 2004-09-09 | 2005-09-09 | Method of inhibiting hydrate formation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200700430A1 EA200700430A1 (ru) | 2007-10-26 |
EA011377B1 true EA011377B1 (ru) | 2009-02-27 |
Family
ID=33186757
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200700430A EA011377B1 (ru) | 2004-09-09 | 2005-09-09 | Способ ингибирования образования гидратов |
EA200802280A EA200802280A1 (ru) | 2004-09-09 | 2005-09-09 | Способ ингибирования образования гидратов |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200802280A EA200802280A1 (ru) | 2004-09-09 | 2005-09-09 | Способ ингибирования образования гидратов |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8220552B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0515039B1 (ru) |
EA (2) | EA011377B1 (ru) |
GB (2) | GB0420061D0 (ru) |
MX (1) | MX2007002823A (ru) |
NO (1) | NO336090B1 (ru) |
WO (1) | WO2006027609A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2635308C2 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ предупреждения образования и ликвидации гидратов в углеводородах |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7585816B2 (en) | 2003-07-02 | 2009-09-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
GB0420061D0 (en) | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Statoil Asa | Method |
WO2006031335A1 (en) * | 2004-09-13 | 2006-03-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
NO324110B1 (no) * | 2005-07-05 | 2007-08-27 | Aker Subsea As | System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen. |
DK1945902T3 (da) * | 2005-09-19 | 2009-11-02 | Bp Exploration Operating | Anordning til styring af propdannelse |
US8436219B2 (en) | 2006-03-15 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
GB2436575A (en) | 2006-03-16 | 2007-10-03 | Statoil Asa | Method for protecting hydrocarbon conduits |
US7958939B2 (en) | 2006-03-24 | 2011-06-14 | Exxonmobil Upstream Research Co. | Composition and method for producing a pumpable hydrocarbon hydrate slurry at high water-cut |
US8327942B2 (en) * | 2006-09-21 | 2012-12-11 | Vetco Gray Scandinavia As | Method and an apparatus for cold start of a subsea production system |
US7857059B2 (en) * | 2007-04-27 | 2010-12-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus for mitigating slugging in flowline systems |
US8469101B2 (en) | 2007-09-25 | 2013-06-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline |
AU2008305441B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
US8003573B2 (en) | 2007-10-26 | 2011-08-23 | Bp Corporation North America Inc. | Method for remediating flow-restricting hydrate deposits in production systems |
US20100047022A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea flow line plug remediation |
US8376050B2 (en) * | 2009-06-25 | 2013-02-19 | Cameron International Corporation | Sampling skid for subsea wells |
US8555978B2 (en) * | 2009-12-02 | 2013-10-15 | Technology Commercialization Corp. | Dual pathway riser and its use for production of petroleum products in multi-phase fluid pipelines |
US8350236B2 (en) * | 2010-01-12 | 2013-01-08 | Axcelis Technologies, Inc. | Aromatic molecular carbon implantation processes |
US8146667B2 (en) * | 2010-07-19 | 2012-04-03 | Marc Moszkowski | Dual gradient pipeline evacuation method |
US8424608B1 (en) * | 2010-08-05 | 2013-04-23 | Trendsetter Engineering, Inc. | System and method for remediating hydrates |
US9062808B2 (en) * | 2012-11-20 | 2015-06-23 | Elwha Llc | Underwater oil pipeline heating systems |
US9470070B2 (en) * | 2014-10-10 | 2016-10-18 | Exxonmobil Upstream Research Company | Bubble pump utilization for vertical flow line liquid unloading |
WO2016067222A1 (en) * | 2014-10-28 | 2016-05-06 | Onesubsea Ip Uk Limited | Additive management system |
US20160168972A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Mitigating hydrate formation during a shutdown of a deep water fpso |
US9797223B1 (en) * | 2016-08-17 | 2017-10-24 | Onesubsea Ip Uk Limited | Systems and methods for hydrate removal |
BR102018068428B1 (pt) * | 2018-09-12 | 2021-12-07 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Sistema não residente e método para despressurização de equipamentos e linhas submarinas |
GB2579576B (en) | 2018-12-04 | 2021-01-27 | Subsea 7 Norway As | Heating of subsea pipelines |
US11268344B2 (en) * | 2019-04-23 | 2022-03-08 | Brandon Patterson | System and method for providing alternative chemical injection paths |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000017484A1 (en) * | 1998-09-21 | 2000-03-30 | Petreco As | Method for dissolution, storage and transportation of gas hydrates |
Family Cites Families (42)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2217749A (en) * | 1939-01-26 | 1940-10-15 | Pan American Production Compan | Liquid recovery and gas recycle method |
US2658460A (en) * | 1950-02-09 | 1953-11-10 | Atlantic Refining Co | Electrically operated gas lift valve |
US3514274A (en) * | 1965-02-18 | 1970-05-26 | Exxon Research Engineering Co | Transportation of natural gas as a hydrate |
US3528218A (en) * | 1968-05-20 | 1970-09-15 | Exxon Production Research Co | Supersonic flow separator with admixing |
US4007787A (en) * | 1975-08-18 | 1977-02-15 | Phillips Petroleum Company | Gas recovery from hydrate reservoirs |
US4042033A (en) | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
SU648795A1 (ru) | 1977-10-28 | 1979-02-25 | Государственный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт "Южниигипрогаз" | Устройство дл предотвращени гидратообразовани |
US4456067A (en) * | 1981-04-03 | 1984-06-26 | Marathon Oil Company | Process for inhibiting hydrate formation in producing gas wells |
US4399868A (en) * | 1981-09-30 | 1983-08-23 | Shell Oil Company | Unplugging brine-submerged perforations |
US4625803A (en) * | 1985-05-20 | 1986-12-02 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for injecting well treating liquid into the bottom of a reservoir interval |
SU1350477A2 (ru) | 1986-06-02 | 1987-11-07 | Куйбышевское Проектно-Конструкторское Бюро Автоматизированных Систем Управления | Накладной электромагнитный преобразователь дл измерени толщины неэлектропровод щих покрытий |
SU1456204A1 (ru) | 1987-02-16 | 1989-02-07 | Институт Химии Нефти И Природных Солей Ан Казсср | Ингибитор гидратообразовани природных и попутных газов |
US4856593A (en) * | 1987-09-21 | 1989-08-15 | Conoco Inc. | Inhibition of hydrate formation |
US5076364A (en) * | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Gas hydrate inhibition |
US5168933A (en) | 1991-10-04 | 1992-12-08 | Shell Offshore Inc. | Combination hydraulic tubing hanger and chemical injection sub |
FR2691503B1 (fr) * | 1992-05-20 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz. |
BR9301171A (pt) * | 1993-03-15 | 1994-10-18 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo termo-químico de desparafinação de dutos condutores de hidrocarbonetos |
US5536893A (en) * | 1994-01-07 | 1996-07-16 | Gudmundsson; Jon S. | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
US5600044A (en) * | 1994-09-15 | 1997-02-04 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
US5762149A (en) * | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
AR001674A1 (es) * | 1995-04-25 | 1997-11-26 | Shell Int Research | Método para inhibir la obstrucción de conductos por hidrato de gas |
US5824160A (en) * | 1995-11-22 | 1998-10-20 | Petroleo Brasileiro S.A. Petrobras | Method for the thermo-chemical dewaxing of large dimension lines |
BR9700727A (pt) * | 1997-01-21 | 1998-08-11 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo termo-químico para desparafinação de dutos em condição de fluxo de petróleo |
BR9705076A (pt) * | 1997-10-17 | 2000-05-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Processo para o controle termo-hidráulico de hidrato de gás |
US6076278A (en) | 1997-12-18 | 2000-06-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drying pipelines |
GB2345926A (en) * | 1999-01-21 | 2000-07-26 | Mcdermott Sa J Ray | Intelligent production riser |
US6307191B1 (en) * | 1999-12-30 | 2001-10-23 | Marathon Oil Compamy | Microwave heating system for gas hydrate removal or inhibition in a hydrocarbon pipeline |
WO2001073261A2 (en) * | 2000-03-27 | 2001-10-04 | Rockwater Limited | Riser with retrievable internal services |
CN1194792C (zh) * | 2001-08-14 | 2005-03-30 | 吕应中 | 无霜深冷式气体脱水装置 |
GB0120912D0 (en) * | 2001-08-29 | 2001-10-17 | Bp Exploration Operating | Process |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
GB0124609D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | A system and method for injecting gas into production fluid |
US20030178195A1 (en) | 2002-03-20 | 2003-09-25 | Agee Mark A. | Method and system for recovery and conversion of subsurface gas hydrates |
CA2435642C (en) * | 2003-07-21 | 2005-12-20 | Robert C. Rajewski | Injector |
US7264653B2 (en) * | 2003-10-21 | 2007-09-04 | Champion Technologies, Inc. | Methods for inhibiting hydrate blockage in oil and gas pipelines using simple quaternary ammonium and phosphonium compounds |
CA2543426C (en) | 2003-10-21 | 2010-12-07 | Champion Technologies, Inc. | Methods for inhibiting hydrate blockage in oil and gas pipelines using simple quaternary ammonium and phosphonium compounds |
US6978837B2 (en) * | 2003-11-13 | 2005-12-27 | Yemington Charles R | Production of natural gas from hydrates |
RU2264530C2 (ru) | 2004-01-22 | 2005-11-20 | Открытое акционерное общество "Нижневартовский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности" | Способ периодической подачи химических реагентов в обрабатываемый объект |
GB0420061D0 (en) | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Statoil Asa | Method |
US7815744B2 (en) * | 2004-11-30 | 2010-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for moving a pig through a pipeline using a chemical reaction to generate a high volume of gas |
GB2436575A (en) | 2006-03-16 | 2007-10-03 | Statoil Asa | Method for protecting hydrocarbon conduits |
US8003573B2 (en) | 2007-10-26 | 2011-08-23 | Bp Corporation North America Inc. | Method for remediating flow-restricting hydrate deposits in production systems |
-
2004
- 2004-09-09 GB GBGB0420061.4A patent/GB0420061D0/en not_active Ceased
-
2005
- 2005-09-09 BR BRPI0515039-6A patent/BRPI0515039B1/pt active IP Right Grant
- 2005-09-09 MX MX2007002823A patent/MX2007002823A/es active IP Right Grant
- 2005-09-09 EA EA200700430A patent/EA011377B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-09-09 WO PCT/GB2005/003494 patent/WO2006027609A1/en active Application Filing
- 2005-09-09 US US11/661,836 patent/US8220552B2/en active Active
- 2005-09-09 EA EA200802280A patent/EA200802280A1/ru unknown
- 2005-09-09 GB GB0705619A patent/GB2432165B/en active Active
-
2007
- 2007-04-04 NO NO20071813A patent/NO336090B1/no unknown
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000017484A1 (en) * | 1998-09-21 | 2000-03-30 | Petreco As | Method for dissolution, storage and transportation of gas hydrates |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2635308C2 (ru) * | 2016-04-14 | 2017-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ предупреждения образования и ликвидации гидратов в углеводородах |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2006027609A8 (en) | 2007-06-21 |
EA200700430A1 (ru) | 2007-10-26 |
BRPI0515039B1 (pt) | 2017-06-20 |
EA200802280A1 (ru) | 2009-10-30 |
NO336090B1 (no) | 2015-05-11 |
MX2007002823A (es) | 2007-07-13 |
BRPI0515039A (pt) | 2008-07-01 |
GB0420061D0 (en) | 2004-10-13 |
WO2006027609A1 (en) | 2006-03-16 |
US8220552B2 (en) | 2012-07-17 |
GB2432165B (en) | 2009-08-05 |
NO20071813L (no) | 2007-04-04 |
US20080053659A1 (en) | 2008-03-06 |
GB2432165A (en) | 2007-05-16 |
GB0705619D0 (en) | 2007-05-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA011377B1 (ru) | Способ ингибирования образования гидратов | |
US8191646B2 (en) | Method for protecting hydrocarbon conduits | |
AU2008305441B2 (en) | Method for managing hydrates in subsea production line | |
US8469101B2 (en) | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline | |
US10683736B2 (en) | Method and system for recovering gas in natural gas hydrate exploitation | |
US10344549B2 (en) | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment | |
Freitas et al. | Hydrate blockages in flowlines and subsea equipment in Campos Basin | |
Soliman Sahweity | Hydrate Management Controls In Saudi Aramco’s Largest Offshore Nonassociated Gas Fields | |
Kane et al. | Hydrates blockage experience in a deepwater subsea dry gas pipeline: lessons learned | |
Stephens et al. | Terra Nova-The Flow Assurance Challenge | |
Yi et al. | A Study of Hydrate Inhibition for Deepwater Gas Field Development | |
Davalath et al. | Flow assurance management for Bijupira and Salema field development | |
Magi et al. | Subsea gas-liquid separation: Case studies and technology benefits | |
CN113356801B (zh) | 一种深水气田乙二醇回收装置的布置方法 | |
Uribe et al. | A novel hydrate strategy in a high risk hydrate environment for a fast track tie-in GoM development | |
CN116696283A (zh) | 一种水下井口水合物抑制剂注入系统及方法 | |
Zhou et al. | Analysis on Flow Assurance and Dynamic Simulation of Deepwater Subsea Processing System | |
CN104399716B (zh) | 解除油气输送管道中水合物堵塞的方法 | |
Cochran et al. | Development of Operating Envelope for Long Distance Gas Tieback | |
Titley | Wheatstone development-Challenges and solutions in formation water treatment and disposal | |
Faluomi et al. | Abo Field: Flow Assurance and Operability Strategies Needed In Deepwater Development | |
Saint-Marcoux et al. | How Subsea Processing Impacts Flow Assurance and Field Architecture in Ultra Deepwater | |
Ronalds et al. | Subsea and Platform Options for Satellite Field Developments | |
Williamson | BLACKBACK SuBSeA A1A Remote WeLL KiLL | |
Nekrasov | ÅSGARD FIELD DEVELOPMENT, NORWAY |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment |