EA024753B1 - Система и способ для ингибирования коррозии - Google Patents

Abstract

Рассмотрены способ и система для образования клатратов для снижения или предотвращения коррозии в углеводородных установках, таких как трубопроводы. Вариант осуществления способа включает выделение коррозионно-активного газа в углеводородном потоке. Способ включает комбинирование соединения-хозяина с углеводородным потоком, содержащим коррозионно-активный газ для образования клатрата, где давление реакции, температуру реакции или и то и другое контролируют для того, чтобы максимизировать образование клатрата коррозионно-активного газа и минимизировать образование клатрата углеводорода в углеводородном потоке. Клатрат сепарируют от углеводородного потока и плавят для удаления коррозионно-активного газа.

Description

Настоящее изобретение относится к способу ингибирования коррозии углеводородных систем, которые содержат коррозионно-активные газы и воду.

Предпосылки

Получение углеводородов часто сопровождается другими различными составляющими, определенное количество которых может быть коррозионно-активными. В частности, диоксид углерода (СО₂) и сероводород (Η₂δ) представляют собой два коррозионно-активных газа, которые можно часто найти в углеводородных пластах. Эти соединения могут вызывать разрушение элементов инфраструктуры для транспортировки и переработки, таких как трубопровод, скважины и т.п., которое может вести к дорогостоящему ремонту.

Когда получены, углеводороды могут содержать приблизительно 0-8% или более СО₂ по объему и 0-5% или более Η₂δ по объему. Кроме того, углеводороды могут содержать различные количества воды. Например, углеводород может содержать 0,1, 5% или более воды по объему. Коррозия в углеводородной установке может зависеть от трех факторов или ингредиентов, которые можно рассматривать как образующие коррозионный треугольник. Этими ингредиентами являются вода, коррозионно-активное или электролитическое соединение и повреждаемый металл, такой как сталь.

На фиг. 1 представлена диаграмма коррозионного треугольника 10, которая иллюстрирует ингредиенты образцового коррозионного процесса, т.е. воду 12, коррозионно-активный газ 14 и повреждаемый металл, такой как сталь 16. Если присутствуют все эти ингредиенты, может происходить коррозия 18. Однако, если какой-либо ингредиент 12, 14 или 16 ограничен, коррозию 18 можно уменьшить или даже устранить. Соответственно, способы уменьшения коррозии могут быть нацелены на пространственное разделение или удаление одного или нескольких из ингредиентов 12, 14 или 16. Например, дегидратацию можно использовать для удаления воды 12 или способы сепарации газа можно использовать для удаления коррозионно-активного газа 14. Другой способ предотвращения коррозии нацелен на отделение стали 16 от других ингредиентов 12 и 14, например, посредством нанесения нейтрального покрытия на сталь 16, которое, по существу, удаляет сталь 16 из коррозионного треугольника 10.

Поскольку коррозия является электрохимическим процессом, подача электронов на металл может снизить коррозию 18. Например, цинковое покрытие можно наносить на сталь 16, чтобы ингибировать коррозию 18 посредством снабжения электронами вместо стали 16. Более дорогостоящие способы позволяют заменять сталь 16 на коррозионно-устойчивый сплав, такой как нержавеющая сталь. Кроме того, цинковые, магниевые или алюминиевые аноды могут быть электрически соединены со сталью трубопровода. Анод подает электроны по мере его разрушения, защищая сталь. В системах большего размера протекание тока от пассивного расходуемого анода может быть недостаточным, так что генерируемый ток можно использовать для протекания электронов через трубопровод, замедляя коррозию.

Каждый из этих способов эффективен в определенных ситуациях. Однако в получении углеводородов воду и коррозионно-активные газы в конце концов нужно будет отделять от производственного потока. Соответственно, сепарация коррозионно-активных компонентов настолько рано в процессе получения, насколько это возможно, будет наиболее эффективным подходом. Способы сепарации воды и газа, такие как обработка аминами, гликолевая дегидратация и адсорбция с колебаниями давления, среди прочих, могут быть экономически и технически сложными для реализации в удаленных применениях, например, на морском дне или в углеводородной области.

В дополнение к увеличению коррозии, присутствие воды в углеводородных потоках может вызывать проблемы с транспортировкой углеводорода вследствие образования клатратных гидратов с участием углеводородов. Клатратные гидраты (обыкновенно называемые гидратами) представляют собой нестойкие композиты, образуемые из водной матрицы и гостевой молекулы, такой как, среди прочих, метан, этан, пропан, бутан, неопентан, этилен, пропилен, изобутилен, циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан, бензол, диоксид углерода и сероводород. Гидраты могут образовывать, например, при высоких давлениях и низких температурах, которые могут встречаться в трубопроводах и другом оборудовании для переработки углеводородов. После образования гидраты могут образовывать агломераты, что ведет к закупориванию или загрязнению трубопровода. Использовались различные способы снижения вероятности того, что клатраты будут образовывать или вызывать закупоривание или загрязнение, такие как дегидратация, термодинамическое ингибирование, кинетическое ингибирование и средства против агломератов. Как рассмотрено выше, дегидратацию может быть сложно реализовать в удаленной производственной среде.

Термодинамические ингибиторы гидратов, такие как метанол, моноэтиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и формиат калия, среди прочих, снижают температуру образования гидрата, которая может ингибировать образование гидрата в условиях, найденных в конкретном процессе. Однако эти вещества можно использовать в высоких концентрациях (например, приблизительно больше чем 10%), чтобы достигать эффективного ингибирования образования гидрата.

- 1 024753

Кинетические ингибиторы гидратов (КИГ) также могут называться ингибиторами гидратов, используемыми в малых дозах, также замедляют образование гидратов, но не посредством изменения термодинамических условий. Вместо этого, КИГ ингибируют зародышеобразование и рост кристаллов гидратов. Такие вещества могут включать, например, полимеры поли(2-алкил-2-оксазолина) (или полимеры поли(Ы-ацилалкиленимина)), сополимеры поли(2-алкил-2-оксазолина) и другие. См. ИгбаЫ, ΟΙαν, е( а1., Е.\рсптсп1а1 (сЛпд аиб суа1иа1юп оГ а ктейс даз Нубга1е ίηΗίΗίΐοτ ίη бгйегей: Яшб δνδίαπδ. предварительная публикация из δρτίη§ 1997, Меебпд оГ (Не АС8 Όίνίδίοη οί Рие1 СНет1з1ту, 42, 498-502 (Лтейсап СНетюа1 8оае1у, 1997).

Например, в патенте США № 6359047 раскрыт ингибитор гидрата газа. Ингибитор содержит, по массе, сополимер, содержащий приблизительно от 80 приблизительно до 95% поливинилкапролактама (УСЬ) и приблизительно от 5 приблизительно до 20% ^Удиалкиламиноэтил(мет)акрилата или N-(3диметиламинопропил)метакриламида. В качестве другого примера, в патенте США № 5874660 раскрыт способ ингибирования образования гидратов. Способ можно использовать в обработке потока нефтяного текучего вещества, такого как природный газ, транспортируемого по трубе, чтобы ингибировать образование гидратного сужения в трубе. Ингибитор гидратов, используемый для осуществления способа на практике, выбран из семейства, по существу, водорастворимых сополимеров, образуемых из Уметил-У винилацетамида (У1МА) и одного из трех сомономеров, винилпирролидона (УР), винилпиперидона (УРтр) или винилкапролактама (УСар). У1МА/УСар является предпочтительным сополимером. Эти сополимеры можно использовать отдельно или в комбинации друг с другом или с другими ингибиторами гидратов. Предпочтительно растворитель, такой как вода, соляной раствор, спирт или их смеси, используют для получения раствора или смеси ингибитора, чтобы облегчить обработку потока нефтяного текучего вещества.

Поверхностно-активные средства (поверхностно-активные вещества) могут выполнять функцию КИГ и средств против агломерации (средств против агломератов). Средства против агломератов могут предотвращать агломерацию, или самослипание, небольших кристаллов гидратов в кристаллы гидратов большего размера или группы кристаллов. Например, в патентах США № 5841010 и 6015929 раскрыто использование поверхностно-активных средств в качестве ингибиторов гидратов газов для ингибирования образования (зародышеообразования, роста и агломерации) клатратных гидратов. Способы включают добавление в смесь, содержащую образующие гидрат заместители и воду, эффективного количества ингибитора гидратов, выбранного из группы, состоящей из анионных, катионных, неионных и цвиттерионных ингибиторов гидратов. Ингибитор гидратов содержит полярную головную группу и неполярную хвостовую группу, не превышающую 12 углеродных атомов в самой длинной углеродной цепи. Средства против агломерации могут допускать образование текучей суспензии, т.е. гидратов, которые может переносить текущий углеводород без слипания друг с другом.

Соответствующую информацию можно найти в патентах США № 6957146; 5936040; 5841010 и 5744665. Дополнительную информацию можно найти в публикациях патентных заявок США № 2004/0133531, 20060092766, 2008/0312478 и 2007/0129256; 81оащ Ε.Ό., Саз Нубга(е ТиЮпа1, предварительная публикация из 8ρτίη§ 1997, Мее(шд оГ (Не АС8 ЭМзюп оГ Рие1 СНетэзНу, 42(2), 449-56 (Атепсаη СНетюа1 8оше1у, 1997); и в Та11еу, Ь.Э. аиб Ебтатбз, М., Ρίτδΐ Ьоте Эозаде Нубга(е 1пН1НИог ίδ Ие1б Ριό\όπ ίη Эеер№а1ег, Р|ре1|не анб Саз 1оита1 44, 226 (1999).

Рассмотренные выше способы могут помочь предотвратить образование гидратов или закупоривание линий гидратами, но могут не помочь в замедлении или предотвращении коррозии. Кроме того, вещества, используемые в качестве термодинамических или кинетических ингибиторов гидратов, могут быть не совместимыми с антикоррозионными средствами, такими как покрытия или химические средства, используемые для защиты от коррозии. Наконец, закачивание или использование этих веществ может быть не подходящим для множества пластов или технологических ситуаций вследствие стоимости или сложности.

Гидраты тестировали для того, чтобы определить, можно ли их использовать для удаления СО₂ из Н₂ в потоке синтез-газа перед сжиганием на силовой станции. См. Тат, 8.8., е( а1., А ШдН Ргеззиге СагНоп Эю.Убе 8ерага11оа Ргосезз Гог 1ССС Р1айз, Ргосеебшдз оГ (Не Ρίτδΐ №Щог1а1 СоаГегеасе оп С’агЬоа 8есщезИаНоа (игШеб 8(а(ез Эер1. оГ Егегду, У-Шошб Егегду Тес1шо1оду ЬаЬога(огу, 2001). Определено, что гидраты можно использовать для удаления СО₂ и Н₂8 из потока синтез-газа (например, генерируемого посредством частичного окисления угля с последующей реакцией конверсии водяного газа). Основным компонентом в синтез-газе является Н₂, который не образует гидраты при нормальных технологических условиях (например, приблизительно менее чем 1000 фунтов на квадратный дюйм (фунт/дюйм²), или приблизительно больше чем 77 Ρ), что упрощает образование и сепарацию других гидратов из потока Н2.

Краткое изложение

Вариант осуществления настоящего способа предусматривает способ выделения коррозионноактивного газа в углеводородном потоке. Способ включает реакцию соединения-хозяина с углеводородным потоком, содержащим коррозионно-активный газ. Давление, температуру реакции или и то и другое контролируют для того, чтобы максимизировать образование клатрата коррозионно-активного газа и минимизировать образование клатрата углеводорода в углеводородном потоке. Клатрат коррозионно- 2 024753 активного газа сепарируют от углеводородного потока и плавят для удаления коррозионно-активного газа.

Способ может включать размещение реактора, выполненного с возможностью образования клатрата коррозионно-активного газа, в первом местоположении в системе транспорта углеводородов; размещение сепаратора, выполненного с возможностью удаления клатрата коррозионно-активного газа, во втором местоположении в системе транспорта углеводородов; и размещение плавителя, выполненного с возможностью плавления клатрата коррозионно-активного газа, в третьем местоположении в системе транспорта углеводородов.

Вариант осуществления может включать реакцию соединения-хозяина с углеводородным потоком в устье скважины для образования клатрата коррозионно-активного газа и перекачивания суспензии, содержащей углеводород и клатрат коррозионно-активного газа, в место назначения. Суспензию клатрата коррозионно-активного газа можно получать в пласте и она может течь в систему сепарации на поверхности, такой как поверхность земли или океана. Полученную кислую воду, коррозионно-активный газ или и то и другое можно повторно закачивать в продуктивный или непродуктивный пласт. Средство против агломератов можно добавлять в углеводородный поток.

Можно использовать различные способы предотвращения коррозии в образцовых вариантах осуществления настоящих способов, включая, например, добавление ингибитора коррозии в углеводородный поток, использование системы катодной защиты, нанесение покрытия на поверхность металла в системе транспорта углеводородов, формирование части системы транспорта углеводородов из коррозионно-устойчивого сплава или любые их сочетания.

Другой вариант осуществления настоящего способа предусматривает систему для транспортировки углеводорода через транспортную инфраструктуру. Система может содержать реактор, выполненный с возможностью образования клатрата между соединением-хозяином и коррозионно-активным газом в углеводородном потоке, где реактор содержит теплообменник, выполненный с возможностью управления температурой реактора для того, чтобы минимизировать образование клатрата углеводорода. Система также может содержать сепаратор, выполненный с возможностью удаления клатрата из углеводородного потока, и плавитель, выполненный с возможностью плавления клатрата и высвобождения коррозионно-активного газа.

Система может содержать трубопровод, выполненный с возможностью транспортировки суспензии, содержащей клатрат, в углеводородном потоке. Система также может содержать сосуд, выполненный с возможностью функционирования в качестве реактора, сепаратора и плавителя. В одном из вариантов осуществления система может содержать сосуд, выполненный с возможностью функционирования в качестве сепаратора и плавителя. Реактор может содержать статический смеситель. Порт для закачивания воды может быть расположен выше по потоку относительно статического смесителя. Система закачивания может быть выполнена с возможностью закачивания коррозионно-активного газа, высвобождаемого при плавлении клатрата, в скважину. Соединение-хозяин может содержать воду. Коррозионноактивный газ может содержать диоксид углерода, сероводород или любое их сочетание.

Другой вариант осуществления предусматривает способ получения углеводорода. Способ может включать получение углеводородного потока, который содержит коррозионно-активный газ, реакцию соединения-хозяина с углеводородным потоком для образования суспензии клатрата коррозионноактивного газа в углеводородном потоке и транспортировку суспензии в место назначения через трубопровод. Клатрат можно сепарировать от углеводородного потока и плавить для удаления коррозионноактивного газа. Способ может включать плавление клатрата в трубопроводе и сепарацию коррозионноактивного газа от углеводородного потока в месте назначения.

Описание чертежей

Преимущества настоящего способа легче понять с помощью ссылки на следующее подробное описание и прилагающиеся чертежи, на которых:

на фиг. 1 представлена диаграмма коррозионного треугольника, которая иллюстрирует ингредиенты процесса коррозии, т.е. воду, коррозионно-активный газ и повреждаемый металл;

на фиг. 2 представлен график кривых равновесия гидратов для метана, диоксида углерода и сероводорода в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 3 представлена схематическая иллюстрация эффекта образования гидрата, оказываемого на коррозию, в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 4 представлена схематическая иллюстрация эффекта потребления коррозионно-активного газа в образовании гидрата в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 5 представлена схематическая иллюстрация эффекта потребления воды в образовании гидрата в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 6 представлена блочная диаграмма системы для транспортировки суспензии гидратов в углеводороде в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 7 представлена блочная диаграмма сепарационной башни, в которой можно использовать клатраты, такие как гидраты, для сепарации коррозионно-активных газов от углеводорода, в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

- 3 024753 на фиг. 8 представлена блочная диаграмма, которую можно использовать для объяснения работы сепарационной башни на фиг. 7 для очистки углеводородного потока в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 9 представлена диаграмма последовательности операций, которая показывает способ использования клатратов для удаления коррозионно-активных газов из углеводородов в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов;

на фиг. 10 представлена столбцовая диаграмма сравнения молярных долей метана и СО₂ в подаваемой фазе и гидратной фазе в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов;

на фиг. 11 представлен график Маккейба-Тиля для теоретически ступенчатой сепарационной колонны для сепарации СО2 от метана в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов;

на фиг. 12 представлена столбцовая диаграмма, содержащая молярные доли СН₄ и Н₂§ в подаваемой фазе и гидратной фазе в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов;

на фиг. 13 представлен график Маккейба-Тиля для теоретически ступенчатой сепарационной колонны для сепарации Н₂§ от метана в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов.

Подробное описание

В следующем разделе подробного описания описаны конкретные варианты осуществления настоящего способа. Однако при условии, что следующее описание является конкретным для конкретного варианта осуществления или конкретного использования настоящего способа, оно предназначено только для описания примеров вариантов осуществления. Соответственно, способ не ограничен конкретными вариантами осуществления, описанными ниже, а скорее включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в истинный объем и сущность приложенной формулы изобретения.

Вначале, для удобства пользования изложены определенные термины, используемые в этом изобретении и их значения, как используют в этом контексте. При условии, что термин, используемый в настоящем документе, не определен ниже, ему следует давать самое широкое определение, какое дают специалисты в данной области техники этому термину, как отражено по меньшей мере в одной печатной публикации или выданном патенте. Кроме того, настоящий способ не ограничен использованием терминов, приведенных ниже, поскольку все эквиваленты, синонимы, новые разработки и термины или способы, которые служат аналогичной или схожей цели, считают входящими в объем настоящей формулы изобретения.

Как используют в настоящем документе, термины кислый газ и коррозионно-активный газ используют для того, чтобы указать на газ, встречающийся в потоках кислого природного газа или нефтяных пластах. Газы, чаще всего удаляемые из кислого газа или потоков жидкости, представляют собой диоксид углерода (СО₂) и сероводород (Н₂§). Другие примеры кислых газов включают сернистый карбонил, сероуглерод, меркаптаны и другие сульфиды.

Как используют в настоящем документе, клатрат представляет собой нестойкий композит, состоящий из соединения-хозяина, которое образует базовый каркас, и гостевого соединения, которое удерживается в принимающем каркасе посредством межмолекулярных взаимодействий, таких как образование водородных связей, вандерваальсовы силы и т.п. Клатраты также можно называть комплексами принимающего и гостевого соединений, соединениями включения и аддуктами. Как используют в настоящем документе, клатратный гидрат и гидрат являются взаимозаменяемыми терминами, используемыми для того, чтобы обозначить клатрат, который имеет базовый каркас, выполненный из воды в качестве соединения-хозяина. Гидрат представляет собой кристаллическое твердое вещество, которое похоже на лед, и образуется, когда молекулы воды образуют вокруг составляющей, образующей гидрат структуру, похожую на клетку.

Как используют в настоящем документе, составляющая, образующая гидрат относится к соединению или молекуле в нефтяных текучих веществах, включая природный газ, который образует гидрат при повышенных давлениях и/или пониженных температурах. Иллюстративные составляющие, образующие гидраты, включают, но без ограничения, углеводороды, такие как, среди прочих, метан, этан, пропан, бутан, неопентан, этилен, пропилен, изобутилен, циклопропан, циклобутан, циклопентан, циклогексан и бензол. Составляющие, образующие гидраты, также могут включать неуглеводороды, такие как, среди прочих, кислород, азот, сероводород, диоксид углерода, диоксид серы и хлор.

Как используют в настоящем документе, компрессор представляет собой машину, которая повышает давление газа посредством приложения работы (сжатия). Соответственно, газ низкого давления (например, 5 фунт/дюйм², манометрическое) можно сжать в газ высокого давления (например, 1000 фунт/дюйм², манометрическое) для передачи через трубопровод, закачивания в скважину или других процессов.

Как используют в настоящем документе, колонна обозначает колонну или зону для дистилляции или фракционирования, т.е. контактную колонну или зону, где жидкая и паровая фазы могут контакти- 4 024753 ровать в противотоке, чтобы выполнять сепарацию соединений в смеси фаз. Например, сепарацию в системе жидкость-пар можно осуществлять посредством контакта паровой и жидкой фаз на серии вертикально разнесенных лотков или тарелок, установленных в колонне и/или на уплотнительных насадках, таких как структурированная или случайная насадка. Кроме того, сепарацию соединений в смеси из твердой, жидкой и паровой фаз можно выполнять посредством противотока твердой и/или жидкой фаз в противоположном направлении относительно паровой фазы. Двойная колонна содержит колонну более высокого давления, которая имеет верхний конец в теплообменной связи с нижним концом колонны более низкого давления.

Как используют в настоящем документе, установка, является представлением ощутимой части физического оборудования, через которое углеводородные текучие вещества или получают из пласта, или закачивают в пласт. В этом самом широком смысле термин установка применяют к любому оборудованию, которое может быть представлено наряду с путем потока между пластом и местом назначения для углеводородного продукта. Установки могут включать продуктивные скважины, нагнетательные скважины, трубчатые скважины, оборудование устья скважины, сборные трубопроводы, коллекторы, насосы, компрессоры, сепараторы, поточные линии на поверхность и расходные отверстия. В некоторых случаях, термин поверхностная установка используют для того, чтобы отличать эти установки, отличные от скважин. Сеть установок представляет собой полный набор установок, которые присутствуют в модели, которая должна включать все скважины и поверхностные установки между устьями скважин и расходными отверстиями.

Как используют в настоящем документе, образование представляет собой любую конечную подповерхностную область. Образование может содержать один или несколько углеводородсодержащих слоев, один или несколько углеводороднесодержащих слоев, покрывающую породу и/или подлежащую породу любого подповерхностного геологического образования. Покрывающая порода и/или подлежащая порода представляет собой геологический материал выше или ниже образования, представляющего интерес.

Как используют в настоящем документе, термин газ используют взаимозаменяемо с паром, и он обозначает вещество или смесь веществ в газообразном состоянии, которое отделяют от жидкого или твердого состояния. Аналогичным образом, термин жидкий обозначает вещество или смесь веществ в жидком состоянии, которое отделяют от газообразного или твердого состояния. Как используют в настоящем документе, текучий представляет собой общий термин, который может включать или газ, или пар.

Как используют в настоящем документе, кинетический ингибитор гидратов относится к молекуле и/или соединению или смеси молекул и/или соединений, способных снижать скорость образования гидратов в нефтяном текучем веществе, которое представляет собой или жидкую, или газовую фазу. Кинетический ингибитор гидратов может представлять собой твердое или жидкое вещество при комнатной температуре и/или условиях эксплуатации. Скорость образования гидратов можно снизить в достаточной мере посредством кинетического ингибитора гидратов так, что гидраты не образуются в течение того времени, когда текучие вещества остаются в трубопроводе при температурах ниже температуры образования гидратов.

Для ингибирования образования гидратов посредством термодинамических или кинетических ингибиторов гидратов, как используют в настоящем документе, термин минимальная эффективная рабочая температура относится к температуре, выше которой не происходит образование гидратов в текущих вещества, содержащих составляющие, образующие гидраты, в течение того времени, когда текучие вещества остаются в трубопроводе. Только для термодинамического ингибирования минимальная эффективная рабочая температура равна температуре термодинамически ингибированного образования гидрата. Для кинетических ингибиторов гидратов минимальная эффективная рабочая температура ниже, чем температура термодинамически ингибированного образования гидратов. Для комбинации термодинамического и кинетического ингибирования минимальная эффективная рабочая температура даже может быть ниже, чем сама температура термодинамически ингибированного образования гидрата.

Как используют в настоящем документе, термин природный газ относится к многокомпонентному газу, получаемому из скважины неочищенной нефти (попутный газ), или из подземного газоносного образования (свободный газ). Состав и давление природного газа могут варьировать значительно. Типичный поток природного газа содержит метан (Οι) в качестве значительного компонента. Неочищенный природный газ также типично должен содержать этан (С₂), углеводороды с более высокой молекулярной массой, один или несколько кислых газов (таких как диоксид углерода, сероводород, сернистый карбонил, сероуглерод и меркаптаны) и незначительные количества загрязнителей, таких как вода, азот, сульфид железа, воск и неочищенная нефть.

Как используют в настоящем документе, график Маккейба-Тиля представляет собой графическую зависимость равновесной концентрации между двумя химическими компонентами, который показывает соотношение концентраций компонентов в каждой из двух фаз. На графике рабочие линии используют для определения зависимостей баланса масс между компонентами. График Маккейба-Тиля можно использовать для разработки системы сепарации, основываясь на различных концентрациях каждого из

- 5 024753 компонентов в каждой из различных фаз. Несмотря на то что графики Маккейба-Тиля, как правило, используют для разработки колонн, основываясь на равновесии пар-жидкость, их можно использовать в равновесии любой фазы, таком как равновесие клатрат-жидкость, рассмотренном в настоящем документе.

Как используют в настоящем документе, давление представляет собой силу, которую газ прикладывает к единице площади стенок объема. Давление можно выражать в фунтах на квадратный дюйм (фунт/дюйм²). Атмосферное давление относится к локальному давлению воздуха. Абсолютное давление (фунты на квадратный дюйм) относится к сумме атмосферного давления (14,7 фунт/дюйм² при стандартных условиях) и манометрического давления (фунт/дюйм², манометрическое). Манометрическое давление (фунт/дюйм², манометрическое) относится к давлению, измеряемому посредством манометра, который показывает только давление, превышающее локальное атмосферное давление (т.е. манометрическое давление 0 фунт/дюйм², манометрическое, соответствует абсолютному давлению 14,7 фунт/дюйм²). Термин давление пара имеет обычное термодинамическое значение. Для чистого компонента в закрытой системе при заданном давлении, давление пара компонента по существу равно общему давлению в системе.

Как используют в настоящем документе, термины полученные текучие вещества и получаемые текучие вещества относятся к жидкостям или газам, удаляемым из подповерхностного образования. Такие полученные текучие вещества могут, среди прочих, содержать жидкости, такие как нефть или вода, и газы, такие как природный газ, СО₂ и Н₂§.

Как используют в настоящем документе, обратный поток определяют как поток, вводимый в дистилляционную колонну в любом местоположении выше местоположения, в котором подаваемое вещество вводят в колонну, где обратный поток содержит один или несколько компонентов, ранее извлеченных из колонны. Обратный поток типично представляет собой жидкость, но также может представлять собой смесь жидкость-пар или пар.

Как используют в настоящем документе, кислый газ, как правило, относится к природному газу, содержащему коррозионно-активные газы, такие как сероводород (Н₂§) и диоксид углерода (СО₂). Когда Н₂§ и СО₂ удалены (например, до менее чем 5 ч./млн) из потока подаваемого вещества природного газа, газ классифицируют как бессернистый. Как используют в настоящем документе, термин кислый газ применяют к природным газам, которые содержат Н₂§, по причине запаха, который даже при низкой концентрации издает небессернистый газ. Кроме того, Н₂§ является коррозионно-активным для большинства металлов, которые обычно связаны с газотрубопроводами, так что обработка и обращение с кислым газом может вести к преждевременному отказу таких систем.

Как используют в настоящем документе, значительный, когда используют по отношению к количеству или количеству вещества или конкретной его характеристике, относится к количеству, которое является достаточным для того, чтобы обеспечить эффект, который вещество или характеристика предназначены обеспечить. Точная степень допустимого отклонения в некоторых случаях может зависеть от конкретного контекста.

Как используют в настоящем документе, термодинамический ингибитор гидратов относится к молекуле и/или соединению или смеси молекул и/или соединений, которые способны снижать температуру образования гидратов в нефтяном текучем веществе, которое представляет собой или жидкую, или газовую фазу. Например, минимальная эффективная рабочая температура нефтяного текучего вещества может быть снижена по меньшей мере на 1,5; 3; 6; 12 или 25°С вследствие добавления одного или нескольких термодинамических ингибиторов гидратов. Как правило, ТН1 добавляют в систему в количестве, достаточном для предотвращения образования любого гидрата.

Как используют в настоящем документе, термины скважина или ствол скважины относятся к дыре в подземном пласте, выполненной посредством бурения или размещения трубы в подземном пласте. Термины являются взаимозаменяемыми, когда относятся к отверстию в образовании. Скважина может иметь по существу круглое поперечное сечение или другие формы поперечного сечения (например, круг, овал, квадрат, треугольник, щель или другие правильные или неправильные формы). Скважины могут представлять собой обсаженные, обсаженные и цементированные или скважина, не закрепленная обсадными трубами скважины, и могут относиться к любому типу, включая в качестве неограничивающих примеров продуктивные скважины, экспериментальные скважины, разведочные скважины или подобное. Скважина может быть вертикальной, горизонтальной или находиться под любым углом между вертикальной и горизонтальной (наклонная скважина), например, вертикальная скважина может содержать невертикальный компонент.

Обзор.

Варианты осуществления настоящего способа предусматривают системы и способы для образования клатратов, таких как гидраты, для снижения коррозии в установках без необходимости сепарации коррозионно-активных газов. Образование гидрата обладает эффектом потребления воды, которое может снизить коррозию в ее присутствии. Кроме того, гидрат, образуемый сероводородом (Н₂§), диоксидом углерода (СО2) или смесью этих газов в качестве гостевых молекул, также потребляет эти ингредиенты, что также может снизить коррозию.

- 6 024753

На фиг. 2 представлен график 200 кривых равновесия гидратов для метана 202, диоксида углерода 204 и сероводорода 206 в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. На графике 200 ось X 208 представляет температуру системы в градусах по Фаренгейту, а ось у 210 представляет давление системы в фунтах на квадратный дюйм, манометрическое (фунт/дюйм², манометрическое). Кривые равновесия показывают значения давления и температуры, при которых гидрат находится в равновесии с отдельными компонентами, например, водой и конкретным газом. В первой области 212, как правило, при более высоком давлении и более низких температурах может происходить образование гидратов из всех компонентов, включая углеводород. Во второй области 214, как правило, при более низких давлениях и более высоких температурах может происходить разложение гидратов из всех компонентов. Однако, в областях между кривыми, таких как область 216, образование одного гидрата, такого как гидрат из Н₂§ 206, все еще может происходить, тогда как другой гидрат, такой как гидрат из метана 202, может разлагаться.

Таким образом, как показывает график 200, СО₂ и Н₂§ образуют более стабильные гидраты, чем другие природные газы, такие как метан. Как результат, эти коррозионно-активные компоненты предпочтительно можно выбирать для образования гидратов при выбранной температуре и давлении, которые можно использовать для очистки природного газа. Кроме того, удаление воды и коррозионноактивного газа может снизить склонность смеси корродировать трубопровод или другую установку.

На фиг. 3 представлена схема 300, иллюстрирующая эффект образования гидрата 302, оказываемый на коррозию, в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Как проиллюстрировано коррозионным треугольником 304, по мере формирования водной матрицы 306 и захвата коррозионно-активного газа 308, количество обоих ингредиентов может быть снижено, что снижает коррозию 310. В этом примере имеет место неполное образование гидратов, при котором остается некоторое количество воды и коррозионно-активного газа, все еще доступных для того, чтобы вызывать коррозию 310. Такая ситуация может происходить, если давление и температура находятся между кривыми равновесия для Н₂§ 206 и СО₂ 204 (фиг. 2), таким образом, допуская образование гидрата Н₂§, но не допуская образование гидрата СО2. Когда происходит образование гидратов при температуре и давлении, подходящих для реакции всех коррозионно-активных газов, образование гидратов может продолжаться, пока происходит потребление коррозионно-активных газов или потребление воды.

На фиг. 4 представлена схема 400, которая иллюстрирует эффект потребления коррозионноактивного газа в образовании гидрата 402 в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Как показано на диаграмме 400 по завершении реакции коррозионный треугольник 404 может быть сломан, поскольку коррозионно-активный газ по существу удален. В этом случае воду 406 можно по существу снизить в образовании гидрата. При сломанном коррозионном треугольнике коррозию 408 можно предотвратить. Аналогичным образом, удаление воды может снизить или устранить коррозию.

На фиг. 5 представлена схема 500, которая иллюстрирует эффект потребления воды в образовании гидрата 502 в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Как показано на диаграмме 500, по завершении реакции коррозионный треугольник 504 может быть сломан, поскольку вода по существу удалена и коррозионно-активный газ 506 снижен. При сломанном коррозионном треугольнике коррозию 508 можно предотвратить. Изменение состава газа может привести реакцию к новому равновесию. В этом случае, ни вода, ни коррозионно-активный газ не являются лимитирующим реактивом. Когда новое равновесие достигнуто, оба компонента, вода и коррозионно-активный газ, снижены. Эта ситуация схожа с тем, что рассмотрено в отношении фиг. 3, которая иллюстрирует, что при снижении ингредиентов коррозии, коррозия также может быть снижена.

В образцовом варианте осуществления настоящих способов углеводород (например, кислый газ) превращают в суспензию гидратов и прокачивают через трубопровод в конечное место назначения, как рассмотрено ниже в отношении фиг. 6. Удаление коррозионно-активных компонентов настолько выше по направлению потока, насколько возможно, может уменьшить коррозию элементов транспортной инфраструктуры, снижая потребность в других способах предотвращения, которые могут быть более дорогостоящими или сложными для реализации. Кроме того, эффект ингибирования коррозии полезно связан с процессами образования текучих суспензий гидратов, такими как использование для текучести на холоде или против агломератов, в индустрии добычи нефти и газа. Способы не ограничены образованием текучих суспензий гидратов, но также могут иметь более широкое применение в области удаления и сепарации газа СО₂ посредством образования гидратов, как рассмотрено ниже в отношении фиг. 7 и 8.

Система для генерации гидратов снижения коррозии.

На фиг. 6 представлена диаграмма последовательности операций 600, которая иллюстрирует систему для транспортировки суспензии гидратов в углеводороде, в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Как показано на диаграмме последовательности операций 600, неочищенный углеводородный поток 602, содержащий коррозионно-активные газы, вводят в гидратный реактор 604. В зависимости от количества воды, присутствующей в неочищенном углеводородном потоке 602, нагнетатель 606 можно использовать для того, чтобы добавлять воду для того, чтобы стехиометрически уравновесить реакцию образования, что может увеличить количество коррозионно-активных

- 7 024753 газов, включенных в гидрат. Если закачивание воды не является желаемым, другие принимающие молекулы можно закачивать для получения клатратов других типов. Например, гидрохинон можно закачивать для получения соединения клатрата с участием Η₂δ. Специалист в данной области учтет, что другие соединения также можно выбирать в качестве соединений-хозяев для образования клатратов с участием коррозионно-активных газов. Кроме того, средства против агломератов можно добавлять в нагнетатель для снижения вероятности агломерации гидратов и увеличения образования суспензии.

Реактор 604 может быть встроенным в линию или статическим смесителем или может представлять собой непрерывно перемешиваемый реакционный резервуар (С8ТК). Теплообменник 608 может быть встроен в реактор 604, если температура слишком высока для образования гидратов, как определяют по кривым равновесия, рассмотренным в отношении фиг. 2. Кроме того, теплообменник можно использовать для подачи тепла, чтобы повышать температуру выше температуры равновесия для образования гидрата метана с участием углеводородного потока 602. Если давление углеводородного потока слишком низко, компрессор 610 можно расположить выше по направлению потока относительно реактора 604, чтобы повышать давление.

После образования гидрата суспензию 612 гидрата в углеводороде можно транспортировать к месту назначения. В образцовом варианте осуществления реактор 604 помещают на дно океана, а местом назначения является поверхность океана. В других вариантах осуществления реактор 604 можно помещать в скважине, например, рядом с пластом природного газа, и использовать для образования суспензии гидратов 602 в углеводороде, возвращаемом на поверхность земли. Как рассмотрено в настоящем документе, суспензия гидратов 610 может быть менее коррозионно-активной, чем неочищенный углеводородный поток 602.

В месте назначения суспензию гидратов 612 можно использовать в качестве вещества, подаваемого в сепаратор гидратов 614. Сепаратор гидратов 614 разделяет суспензию гидратов 612 на бессернистый поток 616 (содержащий по существу меньше коррозионно-активных газов, чем неочищенный углеводородный поток 602) и поток гидратов 618. Сепаратор гидратов 614 может представлять собой конвейерную ленту или другое устройство физической сепарации или может представлять собой вариант сепарационной колонны, рассмотренной ниже в отношении фиг. 7. Поток гидратов 618 можно посылать в плавитель, такой как нагреватель 620, который образует поток коррозионно-активного газа/воды 622, который дополнительно можно перерабатывать для удаления коррозионно-активного газа и выделения или очистки воды или другого соединения-хозяина. В образцовом варианте осуществления ступени сепарации, рассмотренные выше, осуществляют в одной сепарационной колонне. На фиг. 7 представлена диаграмма последовательности операций 700 сепарационной башни 702, в которой можно использовать клатраты, такие как гидраты, для сепарации коррозионно-активных газов из углеводородов в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Коррозионно-активные газы могут представлять собой один газ, такой как СО₂, или могут представлять собой смесь газов, содержащую такие газы, как СО₂, Η₂δ и др. Как показано, в сепарационной башне 702 не используют лотки, насадки или другие физические устройства, чтобы уносить текучие вещества или гидраты на определенных уровнях, так что вся сепарационная башня 702 работает при одном давлении. Однако, сепарационная башня 702 не ограничена функционированием без лотков или насадок, и с такими устройствами могут быть разработаны другие варианты осуществления, в которых используют образование гидратов для сепарации. Даже без физических лотков множество равновесных ступеней (т.е. теоретических лотков) может присутствовать на различных уровнях, соответствующих различным значениям температуры, в сепарационной башне 702. Ее можно использовать для осуществления сепарации с использованием более чем одной равновесной ступени, чтобы добиться желаемой чистоты газа.

В сепарационной башне 702 градиент равновесия гидратов можно накладывать посредством нагревания нижней части башни слегка выше температуры равновесия (например, на 2; 5°Р или более) для растворения загрязнения гидратами коррозионно-активных газов (например, СО₂, Η₂δ или смеси) с использованием теплообменника 704. Холодильник обратного потока 706 можно использовать для закачивания охлажденного обратного потока 708 рядом с верхней частью башни. Обратный поток 708 можно охлаждать слегка ниже температуры равновесия (например, на 2; 5°Р или более) для смеси гидратов коррозионно-активных газов. Подаваемый углеводород 710, содержащий коррозионно-активные газы, можно охлаждать с использованием предварительного холодильника 712 до температуры, близкой к температуре равновесия. Затем охлажденное подаваемое вещество 714 можно закачивать в зону подачи 716 в башне 702, в которой температура приблизительно равна начальной температуре (или температуре образования) для гидратов.

Охлажденное подаваемое вещество 714 может проходить через распылительные сопла 718, которые диспергируют охлажденное подаваемое вещество 714 в мелкодисперсный спрей 720 для того, чтобы максимизировать площадь поверхности капель воды, что может увеличивать образование гидратов. Поток воды 722 можно закачивать в зону конверсии 724 в башне 702, чтобы проводить реакцию с коррозионно-активными газами, поднимающимися из зоны подачи.

В зоне плавления 726 в нижней части башни 702 поток из теплообменника 704 может проходить

- 8 024753 через нагревательную спираль 728, которая может разлагать гидрат на смесь очищенных коррозионноактивных газов 730. Смесь очищенных коррозионно-активных газов 730 может быть удалена из башни 702 в выходном потоке газа 732 в местоположении нагревательной спирали 728. Вода 734, образующаяся при диссоциации гидрата, может быть удалена в нижнем потоке 736.

Бессернистый углеводород 738 можно удалять в виде выходного потока 740. Часть выходного потока 740 можно пропускать через холодильник обратного потока 706 и повторно закачивать в башню 702 в качестве охлажденного обратного потока 708. Другую часть выходного потока 740 можно удалять в виде бессернистого углеводородного продукта 742.

В этом варианте осуществления сепарационная башня 702 ориентирована с тем, чтобы удалять бессернистый углеводород из верхней части, а воду и коррозионно-активные газы удалять в нижней части. Эта конфигурация может быть подходящей для более легких углеводородов, таких как природный газ. В других вариантах осуществления, например, для жидких углеводородов, сепарационную башню 702 можно выполнять с возможностью иметь выход бессернистых углеводородов в нижней части сепарационной башни 702, а выход коррозионно-активных газов в верхней части сепарационной башни 702. В образцовом варианте осуществления сепарационную башню 702 используют для очистки углеводородного потока в пласте, предусматривающем повторное закачивание кислой воды и коррозионно-активных газов в пласт для поддержания давления в пласте, как рассмотрено в отношении фиг. 8.

На фиг. 8 представлена схема 800, которая иллюстрирует использование сепарационной башни 702 для очистки углеводородного потока 710 в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Номера позиций, связанных с башней 702, аналогичны рассмотренным в отношении фиг. 7. На схеме 800 первую скважину 802 можно использовать для получения подаваемого углеводорода 710, содержащего коррозионно-активные газы и кислую воду. Подаваемый углеводород 710 можно перерабатывать в башне 702 для удаления коррозионно-активных газов и кислой воды, генерируя бессернистый углеводород 742. Для сохранения воды, можно осуществлять циркуляцию нижнего потока 736 из башни 702 посредством насоса 804, подлежащего использованию в качестве источника воды для потока воды 722, закачиваемого в зону конверсии башни 702. Остальную часть нижнего потока 736 можно комбинировать с коррозионно-активным газом 732 для образования закачиваемого потока 806.

С помощью насоса 808 можно повышать давление в закачиваемом потоке 806, чтобы формировать закачиваемый поток под давлением 810. Затем закачиваемый поток под давлением 810 можно закачивать в образование через вторую скважину 812. Закачиваемое вещество можно помещать в продуктивный пласт, из которого получают углеводород, или в другое образование, такое как пустой (добытый) углеводородный пласт. Если закачивание имеет место в продуктивном пласте, оно может помочь поддержать пластовое давление и, таким образом, скорости получения.

Система не ограничена тем, что показано на схеме 800. Например, если реактор помещают в скважине для предотвращения коррозии в обсадной трубе скважины и выкидных линиях, неочищенный подаваемый углеводород 710 уже может представлять собой суспензию, когда его закачивают в сепарационную башню 702. В этом случае, сепарационную башню 702 можно использовать в качестве сепаратора и плавителя. Повторную конфигурацию можно осуществлять, например, посредством уменьшения или устранения подачи воды 722 в башню 702.

В других вариантах осуществления конфигурацию, рассмотренную в отношении фиг. 6, можно использовать для переработки углеводорода на месторождении. В этом случае, скважинный реактор можно использовать для образования суспензии, которую получают на поверхности и закачивают в сепаратор 614 (фиг. 6). Сепаратор 614 может удалять гидрат из суспензии, производя бессернистый поток 616. Гидрат можно отправлять в плавитель, например нагреватель 620, перед сжатием насосом, таким как насос 808 на фиг. 8) и закачивать в образование. Специалист в данной области учтет, что любое число других конфигураций можно использовать для сепарации коррозионно-активных газов посредством образования гидратов или других клатратов.

На фиг. 9 представлена блок-схема способа использования клатратов для удаления коррозионноактивных газов из углеводородов в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов. Способ 900 начинается в блоке 902 с образования клатрата смеси коррозионно-активных газов, содержащей, среди прочих, такие газы, как СО₂ и Н₂§. Клатрат может представлять собой клатратный гидрат или гидрат, как рассмотрено в настоящем документе. В других вариантах осуществления клатрат можно получать из других принимающих молекул, таких как гидрохинон, среди прочего. Клатрат можно создавать/генерировать в реакторе, который может содержать встроенные в линию смесители, среди прочего. Тепло можно подавать или отводить от углеводорода, чтобы управлять температурой образования. В других вариантах осуществления клатрат можно получать в одной башне, которая также выполняет функции сепаратора и плавителя.

В блоке 904 клатрат сепарируют от углеводорода, например, с использованием физического устройства, такого как конвейерная лента или вращающийся барабанный сепаратор. В других вариантах осуществления клатрат можно сепарировать посредством падения через башню так, как рассмотрено в отношении фиг. 7, которая также выполняет функцию реактора и плавителя.

В блоке 906 клатрат плавят или иным образом разлагают для удаления смеси коррозионно- 9 024753 активных газов из принимающей молекулы. В случае гидрата, в этой процедуре образуется смесь коррозионно-активных газов и кислая вода, т.е. вода, загрязненная некоторыми остаточными количествами коррозионно-активных газов. Смесь коррозионно-активных газов и кислую воду можно закачивать в скважину, чтобы изолировать коррозионно-активные газы.

Примеры

Вычисления осуществляли для того, чтобы определить теоретическую эффективность использования гидратов для сепарации смесей из 85 мол.% СН₄ с 15 мол.% или СО₂ или Η₂δ. Сепарация смеси из 85 мол.% СН₄ и 15 мол.% СО₂ рассмотрена в отношении фиг. 9 и 10. Сепарация смеси из 85 мол.% СН₄ и 15 мол.% Η₂δ рассмотрена в отношении фиг. 11 и 12.

На фиг. 10 представлена столбцовая диаграмма 1000, сравнивающая молярные доли СН₄ 1002 и СО₂ 1004 в подаваемой фазе и гидратной фазе, в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов. Вычисления осуществляли при 38°Р и начальном давлении 440 фунт/дюйм² Данные просуммированы ниже в табл. 1. Как показано на фиг. 10 и в табл. 1, СО₂ в два раза концентрированнее в гидратах, чем в исходном составе газа и, таким образом, СО2 можно сепарировать от метана с использованием гидратов.

Таблица 1

Сравнение мольных долей

	Мольная доля СН4	Мольная доля СО2	СО2: СН4 моль/моль
Подаваемая фаза	0, 85	0, 15	0, 176
Гидратная фаза	0, 72	0,28	0, 385

Сепарацию метана от СО₂ можно осуществлять в колонне или башне, как рассмотрено выше в отношении фиг. 7. Несмотря на то что равновесия, рассмотренные в отношении фиг. 2, не основаны на разности давлений пара, разность между равновесными концентрациями в каждой из фаз указывает на то, что график Маккейба-Тиля можно использовать для разработки сепарационной колонны для очистки метана, такой как башня 702, рассмотренная в отношении фиг. 7.

На фиг. 11 представлен график Маккейба-Тиля 1100 для теоретически ступенчатой сепарационной колонны (или башни) для сепарации СО₂ из метана в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. На графике Маккейба-Тиля 1100 ось у 1102 представляет молярную долю СН4 в газовой фазе, тогда как ось х 1104 представляет концентрацию СН₄ в гидратной фазе. Следует понимать, что значения, приведенные вдоль каждой из осей 1102 и 1104, могут быть вычтены из единицы, чтобы определить концентрацию СО₂ в соответствующей фазе. Молярные доли в веществе, подаваемом в колонну 1106, аналогичны рассмотренным выше, 15 мол.% СО₂ и 85 мол.% метана, а давление составляет 200 фунт/дюйм², манометрическое. Температуры для входного предварительного холодильника, холодильника обратного потока и нагревателя можно выбирать, как рассмотрено в отношении фиг. 7.

На графике Маккейба-Тиля 1100 показано число теоретических ступеней (пронумерованы от 1 до 13 в этом примере), которое можно использовать для определения высоты колонны. Теоретические ступени ограничены кривой равновесия 1108 и точками равенства концентраций 1110 (т.е. точками, в которых концентрация компонента, остающегося на одной ступени, равна концентрации того же компонента, входящего на следующую ступень). Рабочие линии 1112 изображены вдоль точки равенства концентраций 1110. На фиг. 11 показано, что сепарация смеси СО₂/СН₄ на два выходных потока, один СН₄ 98 мол.% чистоты и один СО₂ 98 мол.% чистоты, потребует 13 теоретических стадий с использованием обратного потока 3.

На фиг. 12 представлена столбцовая диаграмма 1200, сравнивающая молярные доли СН₄ 1202 и Η₂δ 1204 в подаваемой фазе и гидратной фазе, в соответствии с образцовыми вариантами осуществления настоящих способов. Вычисления осуществляли при 38°Р и начальном давлении 108 фунт/дюйм². Данные просуммированы в табл. 2. Как показано на фиг. 11 и в табл. 2, Η₂δ в 22 раза концентрированнее в гидратах, чем в исходном составе газа и, таким образом, Η₂δ можно сепарировать от метана с использованием гидратов.

На фиг. 13 представлен график Маккейба-Тиля 1300 для теоретически ступенчатой сепарационной колонны для сепарации Η₂δ от метана в соответствии с образцовым вариантом осуществления настоящих способов. Подобно графику Маккейба-Тиля 1100, рассмотренному в отношении фиг. 11, ось у 1302 представляет молярную долю СН₄ в газовой фазе, тогда как ось х 1304 представляет концентрацию СН₄ в гидратной фазе.

- 10 024753

Таблица 2

Сравнение мольных долей

	Мольная доля сн4	Мольная доля Н23	Н23:СН4 моль/моль
Подаваемая фаза	0, 85	0, 15	0, 176
Гидратная фаза	0,20	0, 80	3, 938

Следует понимать, что значения, приведенные вдоль каждой из осей на графике Маккейба-Тиля 1300, можно вычесть из единицы, чтобы определить концентрацию Н₂§ в соответствующей фазе. Молярные доли вещества, подаваемого в колонну 1306, аналогичны рассмотренным выше, 15 мол.% Н₂§ и 85 мол.% СН₄, а давление составляет 200 фунт/дюйм², манометрическое. Температуры для входного предварительного холодильника, холодильника обратного потока и нагревателя можно выбирать, как рассмотрено в отношении фиг. 7. На фиг. 12 показано, что Н₂§ и СН₄ имеют значительно более широкий рабочий диапазон (т.е. сепарация между кривой равновесия 1308 и рабочими линями 1310), чем для сепарации СО₂ из СН₄, что ведет к более эффективной сепарации. Сепарация подаваемого газа Н₂§/СН₄ на СН₄ с чистотой >99,9% и Н₂§ с чистотой >99,9% требует пяти теоретических ступеней (числа от одного до пяти на фиг. 13) при коэффициенте обратного потока один.

Тогда как настоящие способы могут быть подвергнуты различным модификациям и альтернативным формам, образцовые варианты осуществления, рассмотренные выше, приведены только в качестве примера. Однако также следует понимать, что конкретные варианты осуществления, описанные в настоящем документе, не предназначены для того, чтобы ограничивать способы. В действительности, настоящие способы включают все альтернативы, модификации и эквиваленты, попадающие в истинный объем и сущность приложенной формулы изобретения.

Claims (16)

1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

   1. Способ выделения коррозионно-активного газа в углеводородном потоке, в котором смешивают соединение-хозяин с углеводородным потоком в реакторе (604), где соединение-хозяин взаимодействует с коррозионно-активным газом с образованием клатрата коррозионно-активного газа и где коррозионно-активный газ включает по меньшей мере одно из сероводорода и диоксида углерода, а соединение-хозяин включает по меньшей мере одно из воды и гидрохинона;

   управляют давлением реакции, температурой реакции или и тем и другим так, чтобы эти параметры находились между кривой равновесия температура-давление для образования клатрата углеводорода в углеводородном потоке и кривой равновесия температура-давление для образования клатрата коррозионно-активного газа;

   отделяют клатрат коррозионно-активного газа от углеводородного потока в сепараторе (614); плавят клатрат коррозионно-активного газа в плавителе (620) для удаления коррозионно-активного газа.
2. 2. Способ по п.1, который дополнительно включает размещение реактора (604) выше по потоку относительно сепаратора (614), предназначенного для отделения клатрата коррозионно-активного газа, причем сепаратор расположен выше по потоку относительно плавителя (620), предназначенного для плавления клатрата коррозионно-активного газа.
3. 3. Способ по п.1, который дополнительно включает смешивание соединения-хозяина с углеводородным потоком в устье скважины для образования клатрата коррозионно-активного газа;

   перекачивание суспензии, содержащей углеводород и клатрат коррозионно-активного газа, в место назначения.
4. 4. Способ по п.1, в котором дополнительно получают суспензию клатрата коррозионно-активного газа в пласте; пропускают суспензию в систему сепарации на поверхности.
5. 5. Способ по п.1, который дополнительно включает повторное закачивание полученной кислой воды, коррозионно-активного газа или и того и другого в продуктивный пласт.
6. 6. Способ по п.1, который дополнительно включает закачивание полученной кислой воды, коррозионно-активного газа или и того и другого в непродуктивный пласт.
7. 7. Способ по п.1, который дополнительно включает добавление средства против агломератов в углеводородный поток.
8. 8. Способ по п.1, который дополнительно включает добавление ингибитора коррозии в углеводородный поток; использование системы катодной защиты; нанесение покрытия на поверхность металла в системе транспорта углеводородов; формирование части системы транспорта углеводородов из коррозионно-устойчивого сплава или любые их сочетания.
9. 9. Система для транспортировки углеводорода через транспортную инфраструктуру, которая со- 11 024753 держит реактор (604), включающий в себя соединение-хозяин, предназначенное для образования клатрата с коррозионно-активным газом в углеводородном потоке, где реактор содержит теплообменник, предназначенный для поддержания температуры реактора между кривой равновесия температура-давление для образования клатрата углеводорода в углеводородном потоке и кривой равновесия температура-давление для образования клатрата коррозионно-активного газа, и где коррозионно-активный газ включает по меньшей мере одно из сероводорода и диоксида углерода, а также где соединение-хозяин включает по меньшей мере одно из воды и гидрохинона;

   сепаратор (614) для удаления клатрата с коррозионно-активным газом из углеводородного потока; плавитель (620), предназначенный для плавления клатрата с коррозионно-активным газом и высвобождения коррозионно-активного газа, причем реактор (604) расположен выше по потоку относительно сепаратора (614), а сепаратор расположен выше по потоку относительно плавителя (620).
10. 10. Система по п.9, которая дополнительно содержит трубопровод, выполненный с возможностью транспортировки суспензии, содержащей клатрат с коррозионно-активным газом, в углеводородном потоке.
11. 11. Система по п.9, где реактор содержит статический смеситель.
12. 12. Система по п.11, которая дополнительно содержит порт для закачивания воды выше по направлению потока относительно статического смесителя.
13. 13. Система по п.9, которая дополнительно содержит систему закачивания коррозионно-активного газа, высвобождаемого из плавящегося клатрата с коррозионно-активным газом, в скважину.
14. 14. Способ получения углеводорода, в котором получают углеводородный поток, содержащий коррозионно-активный газ, включающий по меньшей мере одно из сероводорода и диоксида углерода;

    смешивают соединение-хозяин с углеводородным потоком при температуре и давлении между кривой равновесия температура-давление для образования клатрата углеводорода в углеводородном потоке и кривой равновесия температура-давление для образования клатрата коррозионно-активного газа таким образом, что образуется суспензия клатрата коррозионно-активного газа в углеводородном потоке, причем соединение-хозяин включает по меньшей мере одно из воды и гидрохинона;

    транспортируют суспензию к месту назначения через трубопровод.
15. 15. Способ по п.14, который дополнительно включает отделение клатрата с коррозионно-активным газом от углеводородного потока;

    плавление клатрата с коррозионно-активным газом для удаления коррозионно-активного газа.
16. 16. Способ по п.14, который дополнительно включает плавление клатрата с коррозионно-активным газом в трубопроводе;

    отделение коррозионно-активного газа от углеводородного потока в месте назначения.