NL8700011A

NL8700011A - PROCESS FOR SPREADING ANTI-CORROSION-COMPOSING COMPOUNDS

Info

Publication number: NL8700011A
Application number: NL8700011A
Authority: NL
Original assignee: Conoco Inc
Priority date: 1986-01-09
Filing date: 1987-01-06
Publication date: 1987-08-03
Also published as: GB8700368D0; GB2185196A

Description

e 863116/vdKl/cde 863116 / vdKl / cd

Korte aanduiding: Werkwijze voor het verspreiden van corrosie- remmende verbindingen met schuim.Short designation: Method for spreading corrosion-inhibiting compounds with foam.

De uitvinding heeft betrekking op werkwijzen voor het verspreiden van corrosieremmende verbindingen, en in het bijzonder op werkwijzen voor het verspreiden van corrosieremmende verbindingen in horizontale gaspijpleidingssystemen.The invention relates to methods of spreading corrosion inhibiting compounds, and in particular to methods of spreading corrosion inhibiting compounds in horizontal gas pipeline systems.

5 Gasvormige koolwaterstoffen worden in het bijzonder vervoerd door ze door horizontaal geplaatste pijpleidingssy-stemen te pompen.Gaseous hydrocarbons are transported in particular by pumping them through horizontally positioned pipeline systems.

Veel van deze systemen, in het bijzonder die welke worden toegepast om vochtige corrosieve gassen te transporteren beid zitten belangrijke problemen door de inwendige corrosie van de pijpleiding.Many of these systems, particularly those used to transport moist corrosive gases, have significant problems due to the internal corrosion of the pipeline.

Deze problemen zijn zelfs verder verergerd bij onderzeese pijpleidingssystemen, waarbij het moeilijk en zeer duur is om de pijpleiding te onderzoeken en te herstellen wanneer 15 een lek ontstaat. Een gewoonlijk toegepaste techniek voor het bestrijden van dit probleem is het behandelen van de binnenzijde van de pijpleiding met een vloeibare corrosieremmende verbinding.These problems have been exacerbated even further with submarine pipeline systems, where it is difficult and very expensive to investigate and repair the pipeline when a leak occurs. A commonly used technique to combat this problem is to treat the inside of the pipeline with a liquid corrosion inhibitor.

De bekende techniek voor het verspreiden van de corrosie-2Q remmende verbinding in een horizontale pijpleiding vindt plaats onder toepassing van in de pijpleiding beweegbare delen die dezelfde afmeting bezitten als de dwarsdoorsnede van de pijpleiding.The known technique for spreading the corrosion-inhibiting compound in a horizontal pipeline takes place using movable parts in the pipeline which are the same size as the cross section of the pipeline.

Een kenmerkend, in de pijpleiding beweegbaar deel is ge-25 vormd in de vorm van een holle, opblaasbare urethaanhal. De bal wordt opgeblazen met glycol en/of water tot een afmeting die juist past door het pijpleidingssysteem.A typical piping movable member is formed in the form of a hollow, inflatable urethane hall. The ball is inflated with glycol and / or water to a size that fits correctly through the pipeline system.

Een eerste in-dèspilpleiding beweegbaar deel wordt geplaatst in de pijpleiding met behulp van een inbrenginrichting voor 30. het beweegbare deel, en daarna wordt een hoeveelheid vloeibare corrosieremmende verbinding gebracht in de pijpleiding gevolgd door een tweede beweegbare deel. Dit stel, in de pijpleiding beweegbare delen, waartussen de hoeveelheid vloeibare corrosieremmende verbinding aanwezig is, wordt daarna door de 35 pijpleiding genompt zodat de vloeibare corrosieremmende verhing in aanraking komt met de inwendige oppervlakken van de pijpleiding.A first in-pipeline movable member is placed in the pipeline using an insertion device for the movable member, and then an amount of liquid corrosion inhibitor compound is introduced into the pipeline followed by a second movable member. This set of movable parts in the pipeline between which the amount of liquid corrosion inhibiting compound is present is then pumped through the pipeline so that the liquid corrosion inhibiting contact comes into contact with the internal surfaces of the pipeline.

8700011 ' y * -2-8700011 'y * -2-

De in de pijpleiding beweegbare delen moeten daarna uit de pijpleiding worden verwijderd met behulp van een terugwininrichting voor de beweegbare delen, die is verbonden met een uiteinde van de pijpleiding.The parts movable in the pipeline must then be removed from the pipeline using a movable part recovery device connected to one end of the pipeline.

5 Het zal de deskundige duidelijk zijn dat de inrichting die wordt toegepast voor het inbrengen en terugwinnen van de in de pijpleiding aanwezige beweegbare delen zowel ingewikkeld als duur is.It will be apparent to those skilled in the art that the apparatus used to insert and recover the movable parts contained in the pipeline is both complex and expensive.

Zelfs in een systeem dat is voorzien van geschikte inbreng-1Q en terugwininrichting voor de beweegbare delen is het eveneens niet mogelijk om zijtakken van de pijpleidingen die aftakken van een hoofdpijpleiding op geschikte wijze te behandelen.Even in a system provided with suitable insertion-1Q and movable parts recovery device, it is also not possible to properly treat side branches of the pipelines branching from a main pipeline.

Voorts zijn veel bestaande pijpleidingssystemen niet voorzien van een inbreng- en terugwininrichting voor beweeg-15 bare delen, en er bestaan derhalve geen bevredigende middelen voor het behandelen van enig gedeelte van die pijpleidingen met een corrosieremmende verbinding.Furthermore, many existing pipeline systems do not include a movable part insertion and recovery device, and therefore no satisfactory means exist for treating any portion of those pipelines with a corrosion inhibiting compound.

Een aantal technieken wordt gewoonlijk toegepast om de corrosieremmende verbinding aan te brengen in een vertikale 2Q pijpleiding zoals produktiebuizen van een bron.A number of techniques are commonly used to apply the corrosion-inhibiting compound in a vertical 2Q pipeline such as production wells from a well.

In de eerste van deze technieken wordt de vloeibare corrosieremmende verbinding verstoven met stikstofgas en daarna naar beneden gepompt in de bron. en in de ondergrondse formatie als een nevel. Daarna komt de vloeibare corrosieremmende ver-25 binding te voorschijn uit de formatie in de produktiebuizen en bekleedt aldus de prdduktiebuizen voor een betrekkelijk lange tijdsduur,In the first of these techniques, the liquid corrosion inhibitor compound is atomized with nitrogen gas and then pumped down into the well. and in the underground formation like a nebula. Thereafter, the liquid corrosion inhibiting compound emerges from the formation in the production tubes and thus coats the production tubes for a relatively long period of time,

In de tweede techniek wordt de corrosieremmende. verblinding gemengd met een vloeibare drager zoals geproduceerd water of 3Q dieselbrandstof in een verhouding van ongeveer tien delen dragervloeistof,ten opzichte van een deel corrosieremmende verbinding. Dit mengsel wordt door de produktiebuizen verpompt om de buizen te bekleden.In the second technique, the corrosion inhibitor. glare mixed with a liquid carrier such as produced water or 3Q diesel fuel in a ratio of about ten parts of carrier liquid, relative to a part of corrosion inhibiting compound. This mixture is pumped through the production tubes to coat the tubes.

Deze twee technieken zijn echter niet in het algemeen voor 35 horizontale pijpleidingssystemen bruikbaar,However, these two techniques are not generally useful for horizontal pipeline systems,

De onderhavige uitvinding verschaft een sterk verbeterde werkwijze voor het behandelen van horizontale pijpleidingen met een vloeibare corrosieremmende verbindingen. De werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding vereisen niet het gebruik van 4Q in de pijpleiding beweegbare delen en de daarmee verbonden inbreng- en terugwininrichting voor de beweegbare delen, en bo— 8700011 i ·* -3- vendien maken de werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding het mogelijk om zijleidingen op geschikte wijze te behandelen met een corrosieremmende verbinding.The present invention provides a vastly improved method of treating horizontal pipelines with liquid corrosion inhibiting compounds. The methods of the present invention do not require the use of 4Q in the pipeline movable parts and the associated movable part insertion and recovery device, and furthermore, the methods of the present invention allow to suitably treat side pipes with a corrosion inhibiting compound.

Volgens de werkwijzen der onderhavige uitvinding wordt 5 een schuim gevormd uit een gasvormige vloeistof en een drager-vloeistof die de vloeibare corrosieremmende verbinding bevat. Dit schuim wordt daarna ingespoten in het pijpleidingssysteem. en verplaatst door het pijpleidingssysteem met inbegrip van elk zijleidingsgedeelte daarvan.According to the methods of the present invention, a foam is formed from a gaseous liquid and a carrier liquid containing the liquid corrosion inhibiting compound. This foam is then injected into the pipeline system. and moved through the pipeline system including each side pipe section thereof.

IQ Het schuim verspreidt de vloeibare corrosieremmende ver binding door het pijpleidingssysteem en de vloeibare corrosieremmende verbinding wordt afgezet op vrijwel het gehele bin-nenoppervlak van de verschillende delen van de pijpleiding.IQ The foam spreads the liquid corrosion inhibitor compound through the pipeline system and the liquid corrosion inhibitor compound is deposited on almost the entire inner surface of the different parts of the pipeline.

Talrijke oogmerken, kenmerken en voordelen van de onder-15 havige uitvinding zullen de deskundige duidelijk worden aan de hand van de volgende beschrijving tezamen met de bijgevoegde tekeningen, waarin: fig. 1 een schematische toelichting van een buitengaatse aardolieproduktie-inrichting omvattende talrijke horizontale 2Q onderzeese pijpleidingen voor het transporteren van gasvormige koolwaterstoffen, fig, 2 een schematische toelichting van de wijze waarop een schuim dat de corrosieremmende verbindingen bevat wordt gevormd en ingespoten in het pijpleidingssysteem volgens fig.1, 25 fig* 3 een doorsnede-aanzicht van een pijpleiding is die is gevuld met schuim dat de corrosieremmende verbinding bevat,Numerous objects, features, and advantages of the present invention will become apparent to those skilled in the art from the following description taken together with the accompanying drawings, in which: Fig. 1 is a schematic illustration of an offshore petroleum production facility including numerous horizontal 2Q subsea pipelines for the transport of gaseous hydrocarbons, fig. 2 is a schematic explanation of how a foam containing the corrosion inhibiting compounds is formed and injected into the pipeline system of fig. 1, fig. * 3 is a cross-sectional view of a pipeline which is filled with foam containing the corrosion-inhibiting compound,

In de tekeningen, en in het bijzonder fig, 1, is een kenmerkende buitengaatse aardolieproduktie-inrichting weergegeven waarin de werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding kunnen 3Q worden toegepast.The drawings, and in particular FIG. 1, show a typical offshore oil production apparatus in which the methods of the present invention can be used.

Fig, 1 toont schematisch een werkelijke buitengaatse pro-duktie-inrichting die zich bevindt in de Arabische Golf en in verband waarmee het gebruik van. de werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding wordt overwogen.Fig. 1 schematically shows an actual offshore production apparatus located in the Arabian Gulf and related to the use of. the methods of the present invention are contemplated.

35 Fig, 1 toont drie buitengaatse platforms. 1CL, 12 en 14 die in een waterlichaam 16 zijn geplaatst,Fig. 1 shows three offshore platforms. 1CL, 12 and 14 placed in a water body 16,

De platforms 12 en 14 zijn produktieplatforms die zijn verbonden met ëën of meer onderzeese aardelieproducerende bronnen die zich daaronder bevinden, zoals.de deskundige dui-4Q delijk zal zijn.The platforms 12 and 14 are production platforms connected to one or more subsea earth producing resources located below, as will be apparent to the skilled artisan.

8700011 S » -4—8700011 S »-4—

De aardolieproducerende bronnen die met de platforms 12 en 14 zijn verbonden, zijn tot produktie gebracht onder toepassing van gasliftproduktietechmieken.The petroleum producing wells connected to platforms 12 and 14 have been produced using gas lift production techniques.

Bij toepassing van gaslifttechnieken ter bereiding van 5 aardolieprodukten uit een bron, wordt gas (in het bijzonder gasvormige koolwaterstoffen) ingespoten in de produktiebuizen op verschillende diepten in de bron onder toepassing van in-jektiekleppen die een toevoer bezitten van gasvormige koolwaterstoffen die daarmee verbonden is..When using gas lift techniques to prepare petroleum products from a well, gas (especially gaseous hydrocarbons) is injected into the production tubes at various depths in the well using injection valves which have a supply of gaseous hydrocarbons associated therewith. .

IQ In het in fig. 1 weergegeven produktiesysteem worden de aardolieprodukten die zijn gevormd uit de bronnen die zijn verbonden met de produktieplatforms 12 en 14, via andere pijpleidingen (niet weergegeven) gevoerd naar een.produktie-inrichting 18 die is geplaatst op platform 10.In the production system shown in Figure 1, the petroleum products formed from the wells connected to the production platforms 12 and 14 are fed through other pipelines (not shown) to a production facility 18 located on platform 10.

15 In de produktie-inrichting 18 worden de gevormde koolwaterstoffen op verschillende wijzen behandeld, omvattende behandelingen om vloeibare koolwaterstoffen te scheiden van gasvormige koolwaterstoffen die in de bronnen zijn gevormd. Het is gewenst om deze gasvormige koolwaterstoffen opnieuw in te 2Q spuiten in de bronnen, die zijn verbonden met de produktieplatforms 12 en 14 via de gasliftkleppen die hiervoor zijn genoemd om de verdere produktie uit deze bronnen te vergemakkelijken,In the production facility 18, the hydrocarbons produced are treated in various ways, including treatments to separate liquid hydrocarbons from gaseous hydrocarbons formed in the wells. It is desirable to reinject these gaseous hydrocarbons into the wells connected to the production platforms 12 and 14 via the gas lift valves mentioned above to facilitate further production from these wells,

Gasvormige koolwaterstoffen die zijn afgescheiden in de produktie-eenheid. 18 worden via pijpleiding 20 geleid naar 25 een compressorstation 22 dat op het platform IQ is aangebracht.Gaseous hydrocarbons separated in the production unit. 18 are led via pipeline 20 to a compressor station 22 mounted on the platform IQ.

In het compress orstation 22 worden de gasvormige koolwaterstoffen onder druk gebracht en gevoerd in een hoofdpijplei-ding 24 die loopt naar het produktieplatform 12 waar de hoofd-pijpleiding 24 is verbonden met de gaslifttoevoerleidingen om 3Qde gasvormige koolwaterstoffen naar de gasliftkleppen die onder in de bronnen zijn aangebracht., te voeren,In the compressor station 22, the gaseous hydrocarbons are pressurized and fed into a main pipeline 24 running to the production platform 12 where the main pipeline 24 is connected to the gas lift supply lines to 3Q the gaseous hydrocarbons to the gas lift valves located at the bottom of the wells. fitted.,

Dat gedeelte van de hoofdpijpleiding 24 dat is aangeg.even met streeplijnen, kan in het algemeen worden beschreven als een vrijwel horizontaal gerichte onderzeese hoofdpijpleiding 26, 35 Een vrijwel horizontale zij leiding 28 met een onderzees gedeelte 30 is. verbonden met de hoofdpijpleiding 24 bij een aftakverbinding 32,That portion of the main pipeline 24 indicated by dashed lines can generally be described as a substantially horizontally oriented subsea main pipeline 26, 35 which is a substantially horizontal side line 28 with a subsea portion 30. connected to the main pipeline 24 at a branch connection 32,

Zoals schematisch is weergegeven in fig, 2 zal de zij leiding 28 gewoonlijk een kleinere diameter bezitten dan de hoofd-4Qleiding 24, hoewel dit niet altijd noodzakelijk is, Λ Fig^j £ toont schematisch het compressorstation 22 van fig.As shown schematically in FIG. 2, the side line 28 will usually have a smaller diameter than the main line 24, although this is not always necessary. FIG. 1 schematically shows the compressor station 22 of FIG.

87 0 0 uJ * *%· -5- 1 en een gedeelte van de hoofdpijpleiding 24, de zijpijplei-ding 28, en de verbindingsleiding 20 tussen de produktie-inrichting 18 en het compressorstation 22.87 0 0 uJ * *% · -5-1 and a portion of the main pipeline 24, the side pipeline 28, and the connecting line 20 between the production facility 18 and the compressor station 22.

Tijdens de normale werking van het systeem volgens fig.1, 5 stromen de gasvormige koolwaterstofprodukten, die zijn afgescheiden in de produktie-inrichting 18, door de verbindings-leiding 20 naar een compressor 34 die de gasvormige koolwaterstoffen onder druk brengt en ze in de hodfdleiding 24 pompt.During normal operation of the system of Fig. 1, 5, the gaseous hydrocarbon products separated in the production plant 18 flow through the connecting line 20 to a compressor 34 which pressurizes the gaseous hydrocarbons and into the main line 24 pumps.

Het compressorstation 22, weergegeven in fig. 2, is eveneens IQ schematisch weergegeven waarbij het de inrichting omvat die noodzakelijk is om een schuin dat de vloeibare corrosieremmende verbindingen,bevat te vormen en in te spuiten in het hoofdpijp-leidingsdeel 24.The compressor station 22 shown in Fig. 2 is also schematically shown comprising the device necessary to form and inject an oblique containing the liquid corrosion inhibiting compounds into the main pipe line section 24.

Een hoeveelheid van een dragervloeistof omvattende de 15 vloeibare corrosieremmende verbinding is aanwezig in vat 36 waaruit het via leiding 38 naar schuimgenerator 40 kan worden gepompt.An amount of a carrier fluid comprising the liquid corrosion inhibiting compound is contained in vessel 36 from which it can be pumped via line 38 to foam generator 40.

De dragervloeistof die de vloeibare corrosieremmende verbinding bevat kan elke vloeistof zijn die kan worden opge-2Q schuimd. Wanneer de gekozen vloeibare corrosieremmende verbinding zelf kan worden opgeschuimd, kan de dragervloeistof in feite de zuivere corrosieremmende verbinding zonder enige toevoeging zijn.The carrier liquid containing the liquid corrosion inhibiting compound can be any liquid that can be foamed. When the chosen liquid corrosion inhibitor compound itself can be foamed, the carrier liquid can in fact be the pure corrosion inhibitor compound without any addition.

In het bijzonder echter zal de dragervloeistof een wate-25 rige vloeistof zijn. D.w.z, dat de dragervloeistof. in het bijzonder voornamelijk zal bestaan uit water met een bepaalde hoeveelheid vloeibare corrosieremmende verbinding die daarmee is vermengd. Eveneens kan in het bijzonder een oppervlakte-aktief middel worden toegevoegd aan de waterige dragervloeistof 3Q om de schuimvorming van deze vloeistof.te vergemakkelijken,In particular, however, the carrier liquid will be an aqueous liquid. That is, the carrier liquid. in particular will mainly consist of water with a certain amount of liquid corrosion inhibitor compound mixed therewith. Also, in particular, a surfactant can be added to the aqueous carrier liquid 3Q to facilitate foaming of this liquid,

Een voorbeeld van een vloeibare corrosieremmende verbinding die in het bij zonder kan worden toegepast voor het behandelen van een pijpleidingssysteem, zoals is beschreven aan de hand van fig, 1, is dat welke wordt verkocht onder de handelsnaam 35 NOWCO ODC-587, De bijzondere, toegepaste corrosieremmende verbinding vormt echter niet noodzakelijkerwijze een deel van de onderhavige uitvinding,, en de deskundige zal bekend zijn met veel vloeibare corrosieremmende verbindingen, die op bevredigende wijze kunnen worden toegepast in de werkwijzen volgens de 4Q. onderhavige uitvinding, 8700011 A V· -6-An example of a liquid corrosion inhibitor compound which can be used in particular for treating a pipeline system as described with reference to Figure 1 is that sold under the tradename 35 NOWCO ODC-587, The particular, However, the corrosion inhibitor compound used does not necessarily form part of the present invention, and those skilled in the art will be familiar with many liquid corrosion inhibitor compounds which can be satisfactorily employed in the methods of the 4Q. present invention, 8700011 A V -6-

Een gasvormige vloeistof wordt toegevoerd aan schuimgene-rator 40 via leiding 42. De gasvormige vloeistof en de drager-vloeistof die via leidingen 42 en 38 worden toegevoerd aan de schuimgenerator 40 worden in de schuimgenerator 40 bij elkaar 5 gevoegd om een schuim te vormen en daarna via leiding 44 gevoerd naar pijpleiding 20 die is verbonden met de toevoer van compressor 34.A gaseous liquid is supplied to foam generator 40 through line 42. The gaseous liquid and the carrier liquid supplied through lines 42 and 38 to the foam generator 40 are combined in the foam generator 40 to form a foam and then fed via line 44 to pipeline 20 which is connected to the supply of compressor 34.

Zoals de deskundige duidelijk zal zijn kan de schuimgenerator 40 in feite een eenvoudige Twerbinding zijn tussen de IQ leidingen 38 en 42 die de stromen uit de leidingen 38 en 42 tegen elkaar invoeren om ze op turbulente wijze te mengen onder vorming van een schuim uit de dragervloeistof.As will be apparent to those skilled in the art, the foam generator 40 may in fact be a simple Twer bond between the IQ lines 38 and 42 which feed the flows from the lines 38 and 42 together to turbulently mix to form a foam from the carrier liquid .

In het algemeen worden de in de onderhavige uitvinding toegepaste schuimen gevormd op eenzelfde wijze als die waarin 15 opgeschuimde vloeistoffen momenteel worden gevormd voor toepassing in s'chuimbreukbehandelingen van bronnen. Het algemene ontwerp van dergelijke schuimen is besproken in een publika-tie die is getiteld "The Design of Stable Foam Fracturing Treatments" van Holditch en Plummer, aangeboden tijdens de 2Q 23ste jaarlijksewergadering van de Southwest Petroleum Short Course, gehouden in april 1976 in Lubbock, Texas, De in deze publikatie genoemde referenties omvatten de meeste standaardreferenties die worden gebruikt bij het ontwerpen van schuim, zoals wordt toegepast in de bronbreukbewerkingen, 25 Het schuim wordt door compressor 34 gepompt in de hoofd pijpleiding 24 en de zijpjjpleiding 28,In general, the foams used in the present invention are formed in a similar manner to that in which foamed liquids are currently formed for use in foam fracture treatments of wells. The general design of such foams has been discussed in a publication entitled "The Design of Stable Foam Fracturing Treatments" by Holditch and Plummer offered at the 2Q 23rd Annual Meeting of the Southwest Petroleum Short Course held in Lubbock in April 1976, Texas, The references cited in this publication include most of the standard references used in foam design as used in well fracture operations. 25 The foam is pumped through compressor 34 into the main pipeline 24 and side pipeline 28,

In de fig, 2 en 3 is het schuim aangeduid met cijfer 46,In Figs. 2 and 3, the foam is indicated with number 46

Bij voorkeur is de gasvormige vloeistof die via de leiding 42 wordt gezonden naar schuimgenerator 4Q voor het vormen 3Q van het schuim het gasvormige koolwaterstofmateriaal uit pijpleiding 20,Preferably, the gaseous liquid sent via line 42 to foam generator 4Q to form the foam 3Q is the gaseous hydrocarbon material from pipeline 20,

Een alternatieve bron van gasvormige vloeistof, voor toepassing bij het vormen van het schuim kan afkomstig zijn van gascilinder 48, die in het bijzonder een cilinder van stikstof-35 gas onder druk kan zijn,An alternative source of gaseous liquid for use in forming the foam may come from gas cylinder 48, which may in particular be a pressurized nitrogen gas cylinder,

Een aantal kleppen 50, 52, 54 en 56 zijn in fig, 2 weergegeven voor het regelen van de stroom van ofwel gasvormige koolwaterstoffen uit produktie-inrichting 18 of stikstofgas uit gascilinder 48 naar de schuimgenerator 4Q, 87 0 0 0 1 1 -7-A number of valves 50, 52, 54 and 56 are shown in Figure 2 for controlling the flow of either gaseous hydrocarbons from production facility 18 or nitrogen gas from gas cylinder 48 to the foam generator 4Q, 87 0 0 0 1 1 -7-

3? 'V3? "V

Wanneer het gewenst is om gasvormige koolwaterstoffen toe te passen om het schuim te vormen, worden de kleppen 52 en 54 gesloten en de kleppen 50 en 56 geopend zodat de gasvor-mige koolwaterstof uit pijpleiding 20 via een verbindingslei-5 ding 58 zal worden gezonden naar leiding 42 en naar schuim-generator 40,When it is desired to use gaseous hydrocarbons to form the foam, valves 52 and 54 are closed and valves 50 and 56 are opened so that the gaseous hydrocarbon from pipeline 20 will be sent via a connection line 58 to line 42 and to foam generator 40,

Wanneer het gewenst is om stikstofgas toe te passen om het schuim te vormen worden de kleppen 54 en 56 gesloten en de kleppen 50 en 52 geopend om het stikstofgas direkt door te IQ laten uit de gascilinder 48 naar de schuimgenerator 40.When it is desired to use nitrogen gas to form the foam, the valves 54 and 56 are closed and the valves 50 and 52 are opened to allow the nitrogen gas to pass directly from the gas cylinder 48 to the foam generator 40.

Nadat een voldoende schuimvolume is gevormd en ingespoten in het hoofdpijpleidingssysteem 24 en zij leiding 28, worden de kleppen 50 en 52 gesloten en de kleppen 54 en 56 geopend om gasvormige koolwaterstoffen in te spuiten in pijpleiding 24 15 achter het schuim om het schuim aldus door het pijpleidings-1 systeem te verplaatsen.After a sufficient volume of foam has been formed and injected into the main piping system 24 and side line 28, valves 50 and 52 are closed and valves 54 and 56 are opened to inject gaseous hydrocarbons into pipeline 24 behind the foam to thus pass the foam through the pipeline-1 system.

Zoals is toegelicht in fig. 3 vhlt het schuim 46 de pijpleiding volledig en verdeelt aldus de vloeibare corrosie-remmende verbinding die aanwezig is in het schuim op vrijwel 20 het gehele inwendige cilindrische oppervlak 58 van de pijpleidingen zoals hoofdpijpleiding 24.As illustrated in Fig. 3, the foam 46 completely fills the pipeline and thus distributes the liquid corrosion inhibiting compound present in the foam on almost the entire internal cylindrical surface 58 of the pipelines such as main pipeline 24.

Nadat het schuim 46 is aangebracht door het pijpleidingssysteem, kan het gewenst zijn om een vloeistof in te spuiten die dient om het schuim af te breken zodat de corrosieremmende 25 verbinding zal achterblijven om de binnenoppervlakken 58 van het pijpleidingssysteem op geschikte wijze te bekleden. Het zal duidelijk zijn dat het in het algemeen niet gewenst is om grote volumina schuim te pompen naar de produktieplatforms 12 en 14 en in de aardolieproducerende bronnen, 3Q Daarentegen dient het schuim 46 gedurende een voldoende tijd in het pijpleidingssysteem te blijven zodat het schuim 46 kan afbreken zodat de vloeibare corrosieremmende verbinding voornamelijk zal worden afgezet in het pijpleidingssysteem 24, 28.After the foam 46 has been applied through the pipeline system, it may be desirable to inject a liquid that serves to break down the foam so that the corrosion inhibiting compound will remain to properly coat the inner surfaces 58 of the pipeline system. It will be understood that it is generally not desirable to pump large volumes of foam to the production platforms 12 and 14 and into the petroleum producing wells, 3Q. Conversely, the foam 46 must remain in the pipeline system for a sufficient time for the foam 46 to breakdown so that the liquid corrosion inhibitor compound will mainly be deposited in the pipeline system 24, 28.

35 Een vloeibare corrosieremmende verbinding kan, onder toe passing van de onderhavige uitvinding gemakkelijk worden aangebracht in elk horizontaal pijpleidingssysteem, met inbegrip van die welke vertakte pijpleidingen bezitten, zonder toepassing van in de pijpleiding beweegbare.-delen en de daarmee 4Q verbonden ingewikkelde inbreng- en terugwininrichting voor de 8700011 · -8- ......A liquid corrosion inhibiting compound, using the present invention, can be easily applied to any horizontal pipeline system, including those having branched pipelines, without the use of movable parts in the pipeline and the complicated insertion and connection associated therewith. recovery device for the 8700011 · -8- ......

beweegbare delen.movable parts.

Met de werkwijzen volgens de onderhavige uitvinding kunnen derhalve gemakkelijk de hierboven genoemde doeleinden en voordelen worden verkregen.Thus, the above-mentioned objects and advantages can be easily obtained by the methods of the present invention.

- Conclusies - 8700011- Conclusions - 8700011

Claims

1 ·? · V .............. -9 -............. - Conclusions - 1, - Method for spreading a liquid cor- rosette inhibiting connection in a pipeline system comprising a substantially horizontal main pipeline section and a nearly horizontal side pipeline section connected to the main pipeline section at a branch joint, the method comprising: (a) forming a foam from a gaseous liquid and a carrier liquid which contains the liquid corrosion inhibiting compound; (b) injects the foam into the pipeline system which includes the relatively horizontal "main pipeline section and its nearly horizontal side pipeline section; and (c) disperses the liquid corrosion inhibitor compound in the pipeline system, and spreads the liquid corrosion inhibitor compound on almost the entire inner surface 15 of the nearly horizontal main pipeline section and the nearly horizontal side section,

Method according to claim 1, characterized in that in step (all the carrier liquid also comprises a surface-level agent, 2Q

Method according to claim 2, characterized in that in stage (all the carrier liquid is an aqueous carrier liquid,

Method according to claim 1, characterized in that in step. (all the carrier fluid is an aqueous carrier fluid,

5, A method according to claim 1, characterized in that the pipeline system is a gas pipeline system for the transport of gaseous hydrocarbons.

Processes according to claim 5, characterized in that in traf} (all the gaseous liquid used to form the foam comprises gaseous hydrocarbons from the 3Q gas pipeline system.

Method according to claim 5, characterized in that in step (all the gaseous liquid used for forming the foam is a second gaseous liquid which is different from the gaseous hydrocarbons from the gas pipeline system, 8700011 * v • W '-10-

A method according to claim 7, characterized in that the second gaseous liquid is nitrogen.

Method according to claim 5, characterized in that in step (b) the foam is displaced through the substantially horizontal main pipeline section, through the branch connection, and through the nearly horizontal side pipeline section of the pipeline system, through the gaseous hydrocarbons.

Method according to claim 9, characterized in that in step (b) the foam is moved through the pipeline system without the aid of parts movable through the pipeline which have a size corresponding to the cross section of the pipes.

11. A method according to claim 1, characterized in that in step (b) the foam is moved through the pipeline system without assistance. parts movable in the pipeline which are the same size as the cross section of the pipes.

Method according to claim 1, characterized in that 20. an important part of. The pipeline system is located under a body of water.

Method according to claim 1, characterized in that in step (c) an important part of the foam is kept in the main pipeline section and the side pipeline section until the foam breaks,

A method of inhibiting corrosion in a pipeline, wherein (a) a foam is formed containing a liquid corrosion inhibiting compound; n (b) allowing the foam to flow into the pipeline; 30 (&) therefore the corrosion of. brakes the inner surface of the pipeline,

A method according to claim 14, characterized in that, in step (a) the foam comprises a surfactant,

16. Method according to claim 14f, characterized in that the foam is also broken down while the foam is seated. located in the pipeline. 87 0 0011 -11- »

The method of claim 14, wherein the pipeline is a gaseous hydrocarbon pipeline, characterized in that in step (a) the foam is formed with the gaseous hydrocarbon.

Method according to claim 14, characterized in that in step (b) the foam is allowed to flow into the pipeline without the aid of parts movable in the pipeline, the size of which corresponds to the cross-section of the pipe.

Method according to claim 14, characterized in that 1d a substantial part of the pipeline is located under a body of water.

20. A method of dispersing a liquid corrosion inhibiting compound in a submarine gaseous hydrocarbon pipeline system comprising a substantially horizontal main pipeline section and a substantially horizontal side pipeline section connected to the main pipeline section, the method comprising: (a) forming a foam which liquid corrosion inhibitor, a surfactant, and the gaseous hydrocarbon; (b) allowing the foam to flow into the main pipeline section without the aid of parts movable in the pipeline, the size of which corresponds to the cross section of the pipe then through the branch connection in the side pipeline section; 25 (c). the liquid corrosion inhibiting compound from the foam spreads on the inner surfaces of the main pipeline section and the side pipeline section; and (d) thereby inhibiting corrosion of the inner surfaces of the submarine pipeline system. F page 10 c) depositing the liquid corrosion inhibiting compound from the foam on an inner surface of the pipeline; and 870 0 0 1 1