EA016870B1 - Способ защиты трубопроводов для углеводородов - Google Patents

Способ защиты трубопроводов для углеводородов Download PDF

Info

Publication number
EA016870B1
EA016870B1 EA200801924A EA200801924A EA016870B1 EA 016870 B1 EA016870 B1 EA 016870B1 EA 200801924 A EA200801924 A EA 200801924A EA 200801924 A EA200801924 A EA 200801924A EA 016870 B1 EA016870 B1 EA 016870B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pipeline
nitrogen
pressure
period
hydrocarbon
Prior art date
Application number
EA200801924A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200801924A1 (ru
Inventor
Кейо Киннари
Катерина Лабе-Каррье
Кнуд Лунде
Лейф Ааберге
Original Assignee
Статойлгидро Аса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Статойлгидро Аса filed Critical Статойлгидро Аса
Publication of EA200801924A1 publication Critical patent/EA200801924A1/ru
Publication of EA016870B1 publication Critical patent/EA016870B1/ru

Links

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
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Internal Circuitry In Semiconductor Integrated Circuit Devices (AREA)
  • Production Of Multi-Layered Print Wiring Board (AREA)

Abstract

Изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5∙А до 35∙А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период t часов, при этом t = (p∙d)/n, где d представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а n представляет собой число от 10 до 400.

Description

Изобретение относится к усовершенствованиям, относящимся к способам защиты трубопроводов для углеводородов, в частности трубопроводов в подводных системах добычи, в течение периодов, когда не реализуется обычный углеводородный поток, например, во время ввода в эксплуатацию или во время остановки, в частности, путем борьбы с образованием газового гидрата.
Приток к скважине от углеводородного пласта содержит воду в газообразной или жидкой форме. При высоких давлениях и низких температурах вода может образовывать твердые вещества, в которых заперты углеводороды с низкой молекулярной массой, т.е. углеводороды, которые при нормальных условиях (н.у.) являются газообразными. Один кубический метр такого твердого вещества может захватывать приблизительно 180 кубических метров (при н.у.) газа. Такие вещества обычно называют газовыми гидратами или просто гидратами и в дальнейшем будем их называть гидратами.
Для подводной системы добычи самое низкое значение температуры морской воды, окружающей трубопровод (например, трубопровод или выкидную линию) от устья скважины до поверхности воды, обычно составляет приблизительно 4°С. При данной температуре гидраты обычно образуются при давлении приблизительно 10 бар (1 МПа). Так как давление в углеводородном потоке через трубопровод обычно многократно превышает данное значение, образование гидрата, который может закупорить трубопровод, представляет большую опасность. Температуры, при которых происходит образование гидрата, могут быть достигнуты, если углеводородный поток уменьшен или остановлен, что приводит к охлаждению углеводорода ниже температуры, при которой происходит образование гидрата, или если путь потока настолько длинный, что такое охлаждение неминуемо произойдет.
Если происходит блокирование подводного трубопровода из-за закупоривания гидратом, не только прекращается добыча углеводородов, но и разблокирование весьма проблематично. Как было упомянуто выше, один кубический метр гидрата захватывает приблизительно 180 кубических метров газа при н.у. таким образом, простой нагрев заблокированного участка трубопровода может вызвать скачок давления, который может быть опасным или разрушающим. Из-за серьезных последствий блокирования установившейся практикой является защита текучей среды в длинных (например, 40 км или более) подводных трубопроводах от образования гидрата непрерывным введением в устье скважины ингибиторов гидрата, таких как метанол или моноэтиленгликоль; или введением таких ингибиторов всякий раз, когда это возможно, если происходит непредвиденная остановка в более коротких трубопроводах.
Однако такие ингибиторы не только дороги, но они также снижают отпускную цену, загрязняя добываемый углеводород.
Там, где углеводород добывают со дна моря через высокую, вертикально вытянутую (например, 500 м и более) жесткую водоотделяющую колонну или через гибкую водоотделяющую колонну (в изгибах которой может скапливаться жидкость), проблема образования гидрата может быть особенно серьезной.
Хотя образование гидрата является особенно трудным для решения в подводных системах добычи, конечно, оно в равной степени представляет проблему для наземных трубопроводов/выкидных линий в районах, где температура окружающей среды опускается ниже температуры образования гидрата.
Эффективность изоляции обычно варьируется вдоль трубопровода от устья скважины до поверхности моря. Эффективность изоляции обычно выражают как коэффициент теплопередачи и, причем эффективность изоляции уменьшается при более высоких значениях и. Обычно значения и для перемычек или фланцевых соединений (компоненты трубопровода) могут в два раза или более превосходить значения и для выкидных линий (другие компоненты трубопровода). В результате, если поток останавливается, потери тепла в перемычках и фланцевых соединениях выше, чем в выкидных линиях, и, таким образом, область гидрата достигается быстрее, что повышает опасность образования гидрата в данных компонентах.
Следовательно, когда добыча прекращается (либо по плану, либо неожиданно), важно избежать вхождения в область гидрата (т.е. ряда условий, при которых может происходить образование гидрата). Одним из основных способов достижения этого является снижение давления в трубопроводе, для того чтобы избежать на любом участке трубопровода возникновения условий температуры и давления, благоприятных для образования гидрата. В качестве альтернативы, в поток можно ввести ингибитор гидрата, такой как этиленгликоль. Возобновление потока также необходимо осуществлять с осторожностью, для того чтобы избежать создания условий температуры и давления, благоприятных для образования гидрата. Дополнительным вариантом избежания вхождения в область гидрата является поддержание температуры путем подведения тепла к трубопроводу, однако это требует наличия соответствующей системы обогрева.
Таким образом, существует необходимость в улучшенных способах, которые могут предотвратить образование гидрата, например, образование пробки, в трубопроводах для углеводородов.
Неожиданно заявителями было обнаружено, что введением азота в трубопровод при остановке (например, в пределах 1 ч от остановки) можно понизить опасность образования гидрата и можно расширить период времени, в течение которого можно успешно проводить профилактические действия, или можно устранить необходимость в дополнительных профилактических действиях.
Таким образом, как видно из первого аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты тру
- 1 016870 бопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5-А до 35-А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период ΐ часов, где ΐ = (ρ·ά)/η, где ά представляет собой протяженность трубопровода в км от места введения азота, а η представляет собой число от 10 до 400, предпочтительно, от 50 до 350.
Как видно из дополнительного аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с на период ΐ часов, где ΐ = (ρά)/η, где ά представляет собой протяженность трубопровода в км от места введения азота, а η представляет собой число от 10 до 400, предпочтительно от 50 до 350.
Как видно из еще одного дополнительного аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с.
Период уменьшенного углеводородного потока в способе по данному изобретению может представлять собой период перед началом углеводородного потока, например, во время ввода в эксплуатацию, или период запланированной или незапланированной остановки. В последнем случае, введение азота предпочтительно начинают незадолго до, в течение или вскоре после остановки (например, в пределах 1 ч от остановки) и/или перед пуском. Если требуется, в трубопроводе можно сбросить давление и, в таком случае, азот можно вводить при низком давлении, например, таком низком как 1 бар изб. (0,1 МПа изб.), например, от 1 до 20 бар изб. (от 0,1 до 2 МПа изб.). Однако обычно введение проводят при повышенном давлении, например, от 20 до 350 бар изб. (от 2 до 35 МПа изб.), особенно от 30 до 300 бар изб. (от 3 до 30 МПа изб.), в частности от 40 до 200 бар изб. (от 4 до 20 МПа изб.), наиболее часто от 50 до 100 бар изб. (от 5 до 10 МПа изб.).
Период времени ΐ предпочтительно составляет от 0,5 до 20 ч, особенно от 1 до 10 ч.
Длина трубопровода для углеводородов, подвергаемого обработке согласно данному изобретению, может быть любой, но обычно она составляет до 200 км, предпочтительно до 50 км, особенно до 20 км, например от 1 м до 20 км.
Трубопровод, подвергаемый обработке согласно данному изобретению, может представлять собой традиционный трубопровод или выкидную линию, может представлять собой, или включать, любой компонент трубопровода от устья скважины до конечной зоны, например, скважины, опорные донные плиты, перемычки, фланцевые соединения, водоотделяющие колонны, подводное технологическое оборудование, надводное оборудование, прибрежное оборудование, разделительные баки и другие резервуары между скважиной и конечной зоной и т.д.
Обработку согласно данному изобретению обычно проводят только тогда, когда температура окружающей среды вокруг трубопровода (или любой его части) такова, что может происходить образование гидрата.
В способе по данному изобретению давление предпочтительно составляет от 50 до 200 бар (от 5 до 20 МПа), значение (ρά)/ΐ составляет предпочтительно от 100 до 200, значение ρ·ά составляет предпочтительно менее 2000, а значение г составляет предпочтительно от 0,5 до 50 кг/с (наиболее предпочтительно, от 1 до 30 кг/с). Там, где способ по данному изобретению применяют для обработки относительно малого участка трубопровода, например, опорной донной плиты, перемычки, фланцевого соединения, очистного оборудования и т.д., азот можно применять при относительно низких скоростях, например, от 0,1 до 5 кг/с, предпочтительно от 0,5 до 2 кг/с.
Углеводород, обычно текущий в трубопроводе, предпочтительно представляет собой природный газ, который обычно содержит некоторое количество воды.
Трубопровод как правило имеет внутренний диаметр от 0,5 до 40 дюймов (от 1,27 до 101,6 см), и более типично имеет внутренний диаметр от 5 до 30 дюймов (от 12,7 до 76,2 см).
В способе по данному изобретению направление углеводородного потока представляет собой направление, в котором углеводород течет при нормальной эксплуатации.
Азот, чистота которого предпочтительно составляет по меньшей мере 90 мол.%, предпочтительно содержит менее 10 мол.% кислорода, особенно предпочтительно менее 5 мол.%, наиболее часто менее 2 мол.%.
Применение азота для замедления образования гидрата таким способом является парадоксальным, т.к. он сам по себе способен образовывать гидраты.
Давление и скорость потока азота следует контролировать и регулировать, для того чтобы гарантировать, что образование гидрата не происходит. Обычно азот добавляют в таких количествах, что до 100 мол.% текучей среды внутри трубопровода непосредственно за местом введения газа представляет собой азот. Желательно, чтобы данное значение составляло по меньшей мере 25 мол.%, более предпочтительно
- 2 016870 по меньшей мере 40 мол.%, особенно по меньшей мере 60 мол.%, главным образом, по меньшей мере 80 мол.%, например до 99 мол.%, более предпочтительно до 95 мол.%.
Тем не менее желательно, чтобы та доля потока текучей среды, которая содержит азот, была горючей и, соответственно, добавленное количество можно было поддерживать на уровне, который позволяет добавлять данный или альтернативный углеводород (например, метан, природный газ и т.д.) в поток текучей среды после введения азота, для того чтобы понизить относительную концентрацию газообразного азота. Конечно, такое введение углеводорода следует производить в точке, где нет опасности образования гидрата, или после возобновления потока после сброса давления.
Способ по данному изобретению особенно пригоден для применения для подводных скважин, в частности, для предотвращения образования гидрата в одном или более компонентов в трубопроводе от устья скважины до участка над поверхностью воды, особенно в перемычках (соединениях устья скважины с манифольдом или опорной донной плитой), манифольде, опорной плите, фланцевых соединениях (раздвижных соединениях внутри трубопровода), выкидных линиях и как гибких, так и жестких водоотделяющих колоннах. Его также можно применять внутри участков скважины, где температура окружающей среды близлежащего пласта достаточно низкая для того, чтобы позволить образование гидрата (например, до приблизительно 100 м ниже уровня дна) и в надводных участках трубопровода.
Способ по данному изобретению также можно преимущественно применять в участке кольцевого пространства конструкции скважины. Обычно давление в кольцевом пространстве регулируют, применяя метанол или гликоль. Применение азота как описано здесь предлагает альтернативное решение. Таким образом, любую утечку притока к скважине в кольцевое пространство выпускного трубопровода можно замедлить азотом. Другое преимущество применения азота состоит в том, что он будет более эффективно приспосабливаться к тепловым объемным расширениям, чем жидкость, заполняющая кольцевое пространство выпускного трубопровода.
В случае незапланированной остановки азот предпочтительно вводят в одном или более местах вдоль трубопровода, особенно предпочтительны места перед одной или более перемычек, опорных донных плит, манифольдов, фланцевых соединений или водоотделяющих колонн, до, в течение или после сброса давления. Таким образом, введение азота служит продлению времени охлаждения для участков трубопровода с высокими значениями и, т.е. участков с особой опасностью образования гидрата. Время охлаждения (ВО) является одним из ключевых конструктивных параметров и представляет собой время, за которое данная конструкция достигнет условий образования гидрата, начиная от производственных условий. Требования к времени охлаждения зависят от месторождения, но обычно являются более строгими для глубоководных, чем для мелководных применений. Добавление азота понижает равновесную температуру гидрата, автоматически продлевая время охлаждения и предоставляя больше времени для осуществления мер контроля за гидратом. Таким образом, применение способа по данному изобретению является альтернативной возможностью понизить требования к изоляции компонентов трубопровода и, следовательно, снизить их стоимость.
Во время запланированных или незапланированных остановок введение азота также можно применять для снижения необходимости в сбросе давления в изначально свободных от гидрата участках трубопровода. Так, например, для обычных условий эксплуатации, где углеводородный поток имеет температуру 18°С, а температура окружающей морской воды составляет от 4 до 5°С, остановка должна повлечь за собой сброс давления с 200 бар (20 МПа) до приблизительно 10 бар (1 МПа). Если азот добавляют до концентрации приблизительно 60 мол.%, то будет достаточным сброс давления до приблизительно 20 бар (2 МПа), тогда как при добавлении азота до концентрации приблизительно 90 мол.% может быть достаточным сброс давления до приблизительно 50 бар (5 МПа).
На введение азота можно относительно просто влиять, обеспечив трубопровод с клапаном от источника азота до требуемых мест введения на трубопроводе или внутри скважины. Желательно осуществлять тепловую изоляцию таких трубопроводов и, может быть, желательно нагревать азот перед введением, например, при прохождении к месту введения. Обычно азот можно вводить из генератора азота или резервуара азота (например, резервуара для жидкого или сжатого азота). Введением может управлять оператор; однако в общем случае желательным будет автоматическое введение, т.е. введение под управлением компьютера в ответ на сигналы датчиков потока.
В большинстве случаев азот вводят при обычном давлении в закрытой скважине, например от 50 до 250 бар (от 5 до 25 МПа). В качестве альтернативы, азот можно вводить в трубопровод, в котором давление частично или полностью сброшено, в таком случае может быть достаточным более низкое давление введения. В любом случае трубопровод от источника газа до точки введения в трубопровод обычно снабжают насосами и/или компрессорами.
Там, где азот применяют во время сброса давления, добавляемое количество и скорость, с которой его добавляют, следует подбирать сообразно профилю сброса давления и параметрам изоляции трубопровода, для того чтобы гарантировать, что условия давления и температуры не станут благоприятными для образования гидрата. Также, во время повторного повышения давления обычно желательно добавлять азот и аналогичным образом подбирать добавляемое количество к профилю повторного повышения давления. Во многих случаях может быть желательным промывание трубопровода (например, от устья
- 3 016870 скважины или других выбранных участков) азотом перед возобновлением углеводородного потока. Кроме того, может быть желательным добавление химического ингибитора (например, гликоля) в углеводород во время повторного повышения давления.
Одними из особых участков трубопровода, в котором применение способа по данному изобретению особенно благоприятно, являются водоотделяющие колонны, где требуется газлифт.
Газлифт применяют для передачи жидкости наверх в высоких глубоководных водоотделяющих колоннах. При сбросе давления остаточная текучая среда в таких водоотделяющих колоннах может создавать давление, которое намного выше давления, при котором в условиях температуры окружающей среды происходит образование гидрата у основания водоотделяющей колонны. При нормальной эксплуатации газ (обычно природный газ) вводят в углеводородный поток у основания водоотделяющей колонны или вблизи него, для того чтобы передать жидкость наверх и из водоотделяющей колонны. В способе по данному изобретению до, во время или после сброса давления газлифтный газ можно заменить на азот, для сведения к минимуму возможности сохранения достаточного количества жидкости в водоотделяющей колонне, которая приводит к образованию гидрата, когда сброс давления завершается. До и во время повторного повышения давления водоотделяющую колонну также можно промывать азотом. Особенно предпочтительно поддерживать поток азота в водоотделяющей колонне во время остановки. Такое применение способа по данному изобретению особенно полезно в водоотделяющих колоннах, имеющих протяженность по вертикали 100 м или более, главным образом 250 м или более, особенно 500 м или более.
Данное изобретение также предлагает устройство для осуществления способа по данному изобретению. Как видно из этого аспекта, данное изобретение предлагает устройство для передачи углеводородов, включающее трубопровод для углеводородного потока, включающий впускной клапан для углеводородов и выпускной клапан для углеводородов, источник газообразного ингибитора и оснащенный клапаном трубопровод для ингибитора от указанного источника до впускного отверстия в указанном трубопроводе, указанный трубопровод для ингибитора можно снабдить насосом.
Компоненты устройства по данному изобретению могут включать любой из компонентов, встречающихся в трубопроводе для углеводородов от ствола углеводородной скважины до участка над поверхностью воды.
Особенно желательно снабдить трубопровод для углеводородов впускными отверстиями, клапанами и выпускными отверстиями для азота во множестве мест вдоль его длины, для того чтобы можно было выбрать по желанию участок трубопровода для обработки согласно способу по данному изобретению, т.е. для того чтобы можно было обработать ограниченный объем трубопровода, если требуется.
Промывание азотом, например, с применением рассмотренных выше параметров, можно применять для защиты трубопровода для углеводородного потока перед началом добычи (т.е. углеводородного потока), например, во время ввода в эксплуатацию или первого запуска. Это образует дополнительный аспект данного изобретения и применимо даже для крайне длинных трубопроводов, например до 2000 км, особенно, до 1000 км. Как видно из этого аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородного потока, включающий промывание указанного трубопровода азотом перед началом углеводородного потока.
Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 представляет собой фазовую диаграмму системы гидрат и газ (или углеводород) / вода при различных уровнях содержания азота (линии представляют собой, соответственно, кривые равновесия 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); и фиг. 2 представляет собой схематический чертеж подводной углеводородной скважины, оборудованной для осуществления способа по данному изобретению.
Из фиг. 1 можно видеть, что при увеличении содержания азота в углеводородном потоке до 80 мол.% (например), равновесное давление гидрата при 4°С возрастает от приблизительно 4 бар (0,4 МПа) до приблизительно 30 бар (ЗМПа) (для применяемой углеводородной смеси).
На фиг. 2 изображена платформа 1 на уровне моря, связанная с устьями скважин 2 на дне моря через трубопровод 3. Платформа 1 снабжена генератором 4 азота и трубопроводом 5 для азота, оборудованным насосом 6 и клапанами (не показаны). Устья скважин 2 соединены перемычками 7 с опорной донной плитой 8. Опорная донная плита 8 через фланцевое соединение 9 связана с выкидной линией 10. Выкидная линия 10 через фланцевое соединение 11 связана с жесткой водоотделяющей колонной 12. Углеводородный поток из жесткой водоотделяющей колонны 12 подают в резервуар 13 на поверхности.
До, во время или после сброса давления или до или во время повторного повышения давления азот из генератора 4 можно вводить в трубопровод 3 до перемычек 7 и фланцевых соединений 9 или 11 или в качестве газлифтного газа в основание водоотделяющей колонны 12.

Claims (11)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ защиты трубопровода для углеводородов от образования гидрата, при котором в период уменьшенного углеводородного потока в указанный трубопровод вводят азот при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5А до 35А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период ΐ часов, при этом ΐ = (ρ·ά)/η, где р представляет собой давление, при котором вводят азот, в барах, ά представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а η представляет собой коэффициент величиной от 10 до 400.
  2. 2. Способ защиты трубопровода для углеводородов от образования гидрата, при котором в период уменьшенного углеводородного потока в указанный трубопровод вводят азот при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с на период ΐ часов, при этом ΐ = (ρ·ά)/η, где р представляет собой давление, при котором вводят азот, в барах, ά представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а η представляет собой коэффициент величиной от 10 до 400.
  3. 3. Способ по п.1 или 2, где значение ρ·ά составляет менее 2000.
  4. 4. Способ по любому из пп.1-3, где в случае, если при остановке давление в трубопроводе таково, что значение ρ·ά превышает 2000, давление снижают для того, чтобы понизить значение ρ·ά до 2000 или ниже.
  5. 5. Способ по любому из пп.1-4, где введение азота осуществляют в пределах 1 ч от начала периода уменьшенного углеводородного потока.
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, где значение (ρ·ά)/ΐ составляет от 100 до 200.
  7. 7. Способ по любому из пп.1-6, где указанная скорость составляет от 0,5 до 50 кг/с.
  8. 8. Способ по любому из пп.1-7, где указанная скорость составляет от 1 до 30 кг/с.
  9. 9. Способ по любому из пп.1-8, где чистота азота составляет по меньшей мере 90 мол.%.
  10. 10. Способ по любому из пп.1-9, где углеводород представляет собой природный газ.
  11. 11. Способ по любому из пп.1-10, где азот вводят при температуре окружающей среды снаружи указанного трубопровода, которая ниже равновесной температуры гидрата для давления внутри трубопровода и содержимого трубопровода, например ниже 30°С, в более общем случае ниже 18°С, особенно ниже 5°С.
EA200801924A 2006-03-16 2007-03-14 Способ защиты трубопроводов для углеводородов EA016870B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB0605323A GB2436575A (en) 2006-03-16 2006-03-16 Method for protecting hydrocarbon conduits
PCT/GB2007/000897 WO2007104984A1 (en) 2006-03-16 2007-03-14 Method for protecting hydrocarbon conduits

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200801924A1 EA200801924A1 (ru) 2009-02-27
EA016870B1 true EA016870B1 (ru) 2012-08-30

Family

ID=36292893

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801924A EA016870B1 (ru) 2006-03-16 2007-03-14 Способ защиты трубопроводов для углеводородов

Country Status (6)

Country Link
US (1) US8191646B2 (ru)
BR (1) BRPI0710101B1 (ru)
EA (1) EA016870B1 (ru)
GB (1) GB2436575A (ru)
NO (1) NO336067B1 (ru)
WO (1) WO2007104984A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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 (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB0420061D0 (en) 2004-09-09 2004-10-13 Statoil Asa Method
GB2436575A (en) 2006-03-16 2007-10-03 Statoil Asa Method for protecting hydrocarbon conduits
US20100047022A1 (en) * 2008-08-20 2010-02-25 Schlumberger Technology Corporation Subsea flow line plug remediation
US8894325B2 (en) * 2010-05-04 2014-11-25 Oxus Recovery Solutions, Inc. Submerged hydrocarbon recovery apparatus
US20120155964A1 (en) * 2010-06-25 2012-06-21 George Carter Universal Subsea Oil Containment System and Method
WO2012149104A2 (en) * 2011-04-27 2012-11-01 Bp Corporation North America Inc. Methods of establishing and/or maintaining flow of hydrocarbons during subsea operations
US9371917B2 (en) 2013-04-30 2016-06-21 General Electric Company Fuel conditioning system
GB2525609B (en) * 2014-04-28 2017-04-19 Acergy France SAS Riser system with gas-lift facility
JP6449099B2 (ja) * 2015-05-25 2019-01-09 株式会社神戸製鋼所 放出処理装置及び放出処理方法
FR3065252B1 (fr) * 2017-04-18 2019-06-28 Saipem S.A. Procede de mise en securite d'une conduite sous-marine de liaison fond-surface de production lors du redemarrage de la production.
CN107620590B (zh) * 2017-08-08 2018-06-22 广州海洋地质调查局 一种海底水合物开采过程相平衡动态的可视化方法及装置

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0909873A2 (en) * 1997-10-17 1999-04-21 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras A process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates
EP0923998A2 (en) * 1997-12-18 1999-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Wet pipeline treatment for gas transport
WO2000017484A1 (en) * 1998-09-21 2000-03-30 Petreco As Method for dissolution, storage and transportation of gas hydrates

Family Cites Families (42)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
AU2001252234A1 (en) * 2000-03-27 2001-10-08 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
EP1651832A4 (en) 2003-07-04 2008-04-02 Yarra Ridge Pty Ltd CASTLES
CA2435642C (en) * 2003-07-21 2005-12-20 Robert C. Rajewski Injector
US20050085675A1 (en) * 2003-10-21 2005-04-21 Vaithilingam Panchalingam Methods for inhibiting hydrate blockage in oil and gas pipelines using ester compounds
AU2004285117B2 (en) * 2003-10-21 2009-11-26 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
JP2007003957A (ja) 2005-06-27 2007-01-11 Matsushita Electric Ind Co Ltd 車両用通信システム
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

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0909873A2 (en) * 1997-10-17 1999-04-21 Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras A process for the thermo-hydraulic control of gas hydrates
EP0923998A2 (en) * 1997-12-18 1999-06-23 Halliburton Energy Services, Inc. Wet pipeline treatment for gas transport
WO2000017484A1 (en) * 1998-09-21 2000-03-30 Petreco As Method for dissolution, storage and transportation of gas hydrates

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
BRPI0710101B1 (pt) 2018-03-13
US20090321082A1 (en) 2009-12-31
NO336067B1 (no) 2015-05-04
NO20084178L (no) 2008-12-03
WO2007104984A1 (en) 2007-09-20
EA200801924A1 (ru) 2009-02-27
BRPI0710101A2 (pt) 2011-08-02
GB2436575A (en) 2007-10-03
US8191646B2 (en) 2012-06-05
GB0605323D0 (en) 2006-04-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA016870B1 (ru) Способ защиты трубопроводов для углеводородов
US8220552B2 (en) Method of inhibiting hydrate formation
AU2013360888B2 (en) Subsea processing of well fluids
US8469101B2 (en) Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline
US11091995B2 (en) Subsea processing of well fluids
US10344549B2 (en) Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment
US10982502B2 (en) Wellhead assembly
KR20090031607A (ko) 해저 아래의 저장소로부터 오일 및 중질 가스 유분을 생산하기 위한 시스템, 선박 및 방법
Usman et al. HYDRATE MANAGEMENT STRATEGIES IN SUBSEA OIL AND GAS FLOWLINES AT SHUT-IN CONDITION.
Horn et al. Experience in operating world's first subsea separation and water injection station at Troll Oil Field in the North Sea
GB2554076A (en) Subsea hydrocarbon processing
Saint-Marcoux Recent trends and future of ultra deepwater oil fields
RU2382140C1 (ru) Морская буровая платформа и способ предотвращения загрязнения акватории пластовыми водами
Magi et al. Subsea gas-liquid separation: Case studies and technology benefits
Yi et al. A Study of Hydrate Inhibition for Deepwater Gas Field Development
JP2024510716A (ja) ハイドレート生産のためのシステム及び方法
GB2578148A (en) Optimized water quality injection strategy for reservoir pressure support
Titley Wheatstone development-Challenges and solutions in formation water treatment and disposal
WO2003093634A1 (en) Cooling of hydrocarbons
Landeck et al. West Seno Field production, utilities and export facilities

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