NO336090B1 - Fremgangsmåte for hindring av hydratdannelse - Google Patents

Description

Fremgangsmåte for hindring av hydratdannelse

Den foreliggende oppfinnelse vedrører forbedringer i, og relatert til, fremgangsmåter for å bekjempe gasshydratdannelse i hydrokarbonledninger, spesielt ledninger i undervannsproduksj onssystemer.

Brønnstrømmen fra et hydrokarbonreservoar inneholder vann i gass- eller væskeform. Ved høye trykk og lave temperaturer kan vann danne faste materialer i hvilke lavmolekylvekt hydrokarboner, dvs. hydrokarboner som er i gassform ved standardtemperaturer og- trykk (STP), er fanget. En kubikkmeter av slikt faststoff kan fange ca. 180 kubikkmeter (ved STP) for gass. Slike materialer blir normalt betegnet som "gasshydrater" eller helt enkelt "hydrater", og vil heretter bli betegnet som "hydrater".

For et undervannsproduksjonssystem er omgivelsestemperaturen for sjøvannet som omkranser ledningen (dvs. "rørledningen", eller "strømningsledningen" fra brønnhodet til vannoverflaten på sitt laveste generelt ca. 4°C. Ved denne temperaturen dannes hydrater typisk ved trykk på ca. 10 bar. Siden hydrokarbonstrømmen gjennom ledningen rutinemessig vil være ved et trykk som er mange ganger så stort, er hydratdannelse, som kan plugge igjen ledningen, en stor risiko. Temperaturene ved hvilke hydratdannelse oppstår kan bli nådd hvis hydrokarbonstrøm blir redusert eller stoppet og får hydrokarbonet til å avkjøles under temperaturen ved hvilken hydratdannelse oppstår, eller hvis strømningsveien er så lang at slik avkjøling til slutt vil oppstå.

Hvis en undervannsledning blir blokkert gjennom hydratplugging, reduseres ikke bare hydrokarbonproduksjonen, men å fjerne blokkeringen er svært problematisk. Som nevnt ovenfor fanger en kubikkmeter hydrat ca. 180 STP kubikkmeter med gass - og helt enkelt varme opp den blokkerte seksjonen av ledningen kan således forårsake en trykkbølge som kan være farlig eller skadelig. Grunnet de alvorlige konsekvensene av en blokkering er det vanlig praksis å beskytte fluidet i lange (f. eks. 40 km eller mer) undervannsledninger mot hydratdannelse ved kontinuerlig injeksjon, i brønnhodet, av hydrathemmere/-inhibitorer slik som metanol eller monoetylen glykol, eller å innføre slike hemmere hvis en uventet nedstengning skjer i kortere ledninger, når dette er mulig. Imidlertid er ikke bare slike inhibitorer kostbare, men de reduserer også salgsprisen ved å kontaminere det produserte hydrokarbonet.

Når hydrokarbonet blir produsert under vann gjennom et stort vertikalt forløpende (f.eks. 500 m og mer) stivt stigerør eller gjennom et fleksibelt stigerør (i hvis bend væske kan samle seg), kan problemet med hydratdannelse bli spesielt alvorlig.

Selv om hydratdannelse er spesielt problematisk i undervannsproduksjonssystemer er det selvfølgelig like problematisk for overflaterørledninger/strømningsledninger i områder som opplever en omgivelsestemperatur som er under

hydratdannelsestemperaturen.

Langsmed ledningen fra brønnhodet til sjøoverflaten vil isolasjonseffektiviteten generelt variere. Isolasjonseffektiviteten blir generelt uttrykt som varmeoverføringskoeffisienten U, hvor isolasjonseffektiviteten er mindre ved større U-verdier. Typisk kan U-verdiene for forbindelsesrør eller spoler (komponenter i ledningen) være to eller tre ganger større enn U-verdiene for strømningsledninger (igjen komponenter i ledningen). Som et resultat, hvis strømningen stopper blir varmetapet i forbindelsesrørene og spolene større enn i strømningsledningene, og hydratområdet blir således nådd raskere som således øker faren for hydratdannelse i disse komponenter.

Når produksjonen opphører (enten dette er planlagt eller ikke) er det derfor viktig å unngå å komme inn i hydratområdet (dvs. det sett av betingelser hvor hydratdannelse vil oppstå). En generell fremgangsmåte for å gjøre dette er å redusere trykket i ledningen for å unngå at trykkbetingelsene på alle trinn av ledningen blir ledende for hydratdannelse. Alternativt kan en hydratinhibitor slik som et etylenglykol bli innført i strømmen. Ny oppstart av strømmen må likeledes bli utført forsiktig for å unngå dannelsestemperatur- og trykkbetingelser som leder til hydratdannelse. Et ytterligere alternativ for å unngå å komme inn i hydratområdet er å bibeholde temperaturen ved å påføre varme til ledningen - dette krever imidlertid at passende oppvarmingssystemer er på plass.

Det eksisterer således et kontinuerlig behov for forbedrede fremgangsmåter ved hjelp av hvilke hydratdannelse, f. eks. pluggdannelse, i hydrokarbonledninger kan bli forhindret. Vi har nå funnet ut at ved å innføre i hydrokarbonstrømmen en gass (dvs. et materiale som er i gassform ved STP) som hever trykkterskelen (eller reduserer temperaturterskelen) for hydratdannelse, slik at faren for hydratdannelse kan bli redusert og tidsperioden under hvilken preventive tiltak kan bli gjennomført på vellykket måte kan bli forlenget eller behovet for ytterligere preventive tiltak kan bli unngått.

Sett fra et aspekt tilveiebringer oppfinnelsen således en fremgangsmåte for å hindre dannelse av faste hydrater i en ledning benyttet for å inneholde en strømmende, vann-inneholdende hydrokarbon, hvilken fremgangsmåten omfatter det å indrodusere til nevnte hydrokarbon, enten før dannelse av hydrater eller dannelse av en plugg, en gass valgt fra gruppen bestående av karbondioksyd, nitrogen, gruppe 0-gasser og blandinger derav, der disse hever trykkterskelen for hydratdannelse for nevnte vann-inneholdende hydrokarbon, der nevnte gass introduseres på en måte som bevirker til at den som får den til å vandre langs minst en del av ledningen i hydrokarbon strømningsretningen. Fremgangsmåten er særpreget ved at minst 80 mol-% av fluidet i ledningen umiddelbart nedstrøms av gassinjeksjonsstedet er inhibitorgassen, for derved å inhibere dannelse av faste hydrater.

Typisk vil gassen ("inhibitorgassen") bli innført i hydrokarbonet i ledningen; imidlertid kan den om ønskelig bli innført i ledningen under avstengningsbetingelser.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er hovedsakelig for å forhindre faste hydrater fra å dannes, og blir således fortrinnsvis utført før ledningsblokkering (pluggdannelse) grunnet hydrater oppstår.

Gassen benyttet som en hydratinhibitor i fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan være en hvilken som helst gass som er i stand til å heve trykkterskelen for hydratdannelse, dvs. for hydrokarbonet som blir transportert langs ledningen beveger den fasegrensen mellom hydrat- og hydrokarbon- og vannfasene i fasediagrammet i retning av øket trykk ved en gitt temperatur, som for klarhets skyld er definert til å være 4°C. Gasser som er i stand til å oppnå denne effekt omfatter som nevnt karbondikosyd, nitrogen og gruppen O-gasser (f.eks. helium, neon, argon, etc). Imidlertid har det av effektivitets-, sikkerhets, og kostnadsårsaker mest foretrukket å benytte nitrogen. Den benyttede gassen kan bli innført som en enkelt substans eller i en blanding av substanser, f.eks. en blanding av to eller flere gasser med den ønskede effekt (for eksempel nitrogen og helium) eller en blanding som har den ønskede effekt, men som inneholder en eller flere gasser (f.eks. hydrokarboner) som på egenhånd ikke har den ønskede effekt.

Bruken av karbonmonxid eller oksygen som gassen er ikke generelt ønskelig av sikkerhetsårsaker.

Uansett hvilken gass som benyttes, inneholder den form i hvilken den blir innført fortrinnsvis mindre enn 10 mol-% oksygen, spesielt fortrinnsvis mindre enn 5 mol-%, og mer spesifikt mindre enn 2 mol-%. Tilsvarende grenser gjelder for karbonmonoxid.

Bruk av en gass for å hindre hydratdannelse på denne måte er de motsatte av intuitivt siden gassen som benyttes selv vil være i stand til å danne hydrater.

Gassen blir innført i en mengde som er tilstrekkelig til å hindre hydratdannelse under trykk- og temperaturbetingelsene i ledningen. Trykket i ledningen og fluidstrømningsraten i ledningen vil selvfølgelig bestemme om hydratdannelse blir hindret eller ikke, og trykket og strømningsraten bør således bli overvåket og justert for å sikre at hydratdannelser ikke oppstår. Typisk vil gassen bli tilsatt i mengder slik at opptil 100 mol-% av fluidet i ledningen umiddelbart nedstrøms av gassinjeksjonsstedet er inhibitorgassen. I lys av de store gassvolumene som benyttes er det selvfølgelig, av kostnadsårsaker, ønskelig å benytte nitrogen.

Det er ikke desto mindre ønskelig at den delen av flytstrømmen som inneholder gassen bør være brennbar, og følgelig kan den tilsatte mengden bli holdt på et nivå som tillater dette eller alternativt kan hydrokarbon (f.eks. metan, naturgass etc.) bli tilsatt fluidstrømmen nedstrøms av inhibitorgassinnføringen for å redusere den relative konsentrasjonen av inhibitorgass. Slik hydrokarboninnføring bør selvfølgelig finne sted på et punkt hvor det ikke er noen fare for hydratdannelse, eller etter ny oppstart av strømmen etter en trykkavlastning.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er spesielt egnet for bruk i undervannsbrønner, spesielt for å forhindre hydratdannelse i en eller flere av komponentene i ledningen fra brønnhodet og til overvannoverflaten, spesielt forbindelsesrør (forbindelser fra brønnhodet til manifold eller brønnramme), manifold, brønnramme, spoler, (ekspanderbare skjøter i ledningen), strømningsledninger og både fleksible og stive stigerør. Den kan også bli benyttet i seksjoner av brønnen hvor omgivelsestemperaturen til den omkransende formasjonen er lav nok til å tillate hydratdannelse (f.eks. ned til ca. 100 m under havbunnen) og i seksjoner av en ledning over overflaten.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan også fordelaktig bli benyttet i ringromseksjonen av brønnkonstruksjonen. Normalt sett blir ringromstrykket regulert ved å anvende metanol eller glykol. Bruk av en inhibitorgass som beskrevet heri, (f.eks. nitrogen) vil tilveiebringe en alternativ løsning. Eventuell lekkasje av brønnstrømmen inn i ringromavtapningsledningen (annulus bleed line) vil således bli hindret ved hjelp av inhibitorgassen. En annen fordel ved bruk av inhibitorgassen er at den på en mer effektiv måte vil gi rom for termiske volumekspansjoner enn en væskefylt ringromsavtapningsledning.

Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan bli benyttet på ulike brønnoperasjonstrinn; imidlertid er det spesielt fordelaktig å benytte den før, under og etter en strømningsreduksjon eller avstengning.

I tilfellet en ikke-planlagt avstegning blir inhibitorgassen fortrinnsvis innført på et eller flere steder langs ledningen, spesielt fordelaktig steder oppstrøms av et eller flere forbindelsesrør, brønnrammer, manifolder, spoler eller stigerør, før, under eller etter trykkavlastning. Innføring av inhibitorgassen på denne måte tjener til å forelenge avkjølingstiden for seksjoner av ledningen med høye U-verdier, dvs. seksjoner som er spesielt utsatt for hydratdannelse. Nedkjølingstiden (CDT) er en av nøkkelkonstruksjonsfaktorene, og er den tid en gitt struktur vil bruke på å nå hydratdannelsesbetingelser fra produksjonsbetingelser. CDT-krav kan variere fra felt til felt, men er vanligvis strengere for dypvanns- enn for grunnvannsapplikasjoner. Tilsetning av inhibitorgassen reduserer hydrat likevektstemperaturen, som automatisk forlenger CDT og tillater mer tid for komplimentering av hydratreguleringstiltak. Med bruk av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen på denne måte er det alternativt mulig å redusere isolasjonskravene for komponentene i ledningen og således redusere kostnaden ved disse.

Under en planlagt eller ikke-planlagt nedstengning, kan innføring av inhibitorgassen også bli benyttet for å redusere behovet for å trykkavlaste de initielt hydratfrie områder av ledningen. For eksempel for typiske operasjonsbetingelser hvor det strømmende hydrokarbonet har en temperatur på 18°C og sjøvannsomgivelsestemperaturen er 4 til 5°C vil således nedstengning innebære trykkavlastning fra 200 bar til ca. 10 bar. Hvis nitrogen blir tilsatt til en konsentrasjon på ca. 60 mol-%, vil trykkavlastning til ca. 20 bar være tilstrekkelig mens for nitrogentilsetning til en konsentrasjon på ca. 90 mol-% vil trykkavlastning til ca. 50 bar være tilstrekkelig.

Inhibitorgassinnføring kan bli gjort relativt enkelt ved å tilveiebringe en ventilledning fra en inhibitorgasskilde til de ønske innføringssteder på ledningen eller i brønnen. Slike ledninger er fortrinnsvis varmeisolert, og det kan være ønskelig å varme opp inhibitorgassen før injeksjon, f.eks. ved overføring til injeksjonsstedet. Inhibitorgass kan typisk bli innført fra en nitrogengenerator eller et nitrogenreservoar (f.eks. en nitrogentank for flytende eller trykksatt nitrogen). Innføring kan være operatørstyrt, men imidlertid vil automatisk innføring, dvs. datastyrt i respons av signaler fra strømningsmålere, generelt være ønskelig.

I visse operasjonsmoduser vil det være ønskelig å redusere eller stoppe hydrokarbonstrøm oppstrøms av inhibitorgass injeksjonsstedene for å øke den relative konsentrasjonen av inhibitorgassen i ledningen nedstrøms av injeksjonsstedene.

Inhibitorgassen vil generelt bli innført under normalt avstegningstrykk, f.eks. opptil 300 bar, som for eksempel 10 til 250 bar. Inhibitorgassen kan alternativt bli innført i en delvis eller totalt trykkavlastet ledning, i hvilket tilfelle et lavere innføringstrykk kan være tilstrekkelig. I alle tilfelle vil ledningen/linjen fra gasskilden til ledningsinnføringspunktet generelt være tilveiebrakt med pumper og/eller kompressorer.

Når inhibitorgassen blir benyttet under trykkavlastning, bør den tilsatte mengden og den rate ved hvilken den blir tilsatt bli tilpasset til trykkavlastningsprofilen og isolasjonsegenskapene til ledningen for å sikre at trykk- og temperaturbetingelsene ikke leder til hydratdannelse. Likeledes vil det under ny trykkoppbygging (repressurization) generelt være ønskelig å tilsette inhibitorgass og tilsvarende tilpasse den tilsatte mengden til ny-trykksettingsprofilen. I mange tilfeller kan det være ønskelig å spyle ledningen (f.eks. fra brønnhodet eller andre valgte steder) med inhibitorgassen før hydrokarbonstrømmen blir startet på nytt. Videre kan det være ønskelig å tilsette en kjemisk inhibitor (f.eks. glykol) til hydrokarbonet under ny trykkoppbygging.

Et spesielt område av ledningen hvor bruk av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er spesielt fordelaktig er i stigerør hvor gassløft er påkrevd.

Gassløft blir benyttet for å drive væske opp gjennom store dypvannsstigerør. Ved trykkavlastning kan restfluidet i slike stigerør skape et trykk som er langt over det hvor, under omgivelsestemperaturbetingelser, hydratdannelse oppstår i bunnen av stigerøret. I normal operasjon blir gass (generelt naturgass) injisert i hydrokarbonstrømmen i eller nær stigerørbunnen for å drive væsken opp og ut av stigerøret. I fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan gassløftegassen før, under eller etter trykkavlastning bli slått over til å bli inhibitorgass for å minimalisere muligheten for at stigerøret bibeholder tilstrekkelig væske til å bevirke hydratdannelse når trykkavlastningen er fullført. Før og under ny trykksetting kan stigerøret likeledes bli spylt med inhibitorgass. Spesielt fordelaktig blir inhibitorgasstrøm i stigerøret bibeholdt under avstengning. Denne bruken av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er spesielt nyttig for stigerør som har en vertikal lengde på 100 m eller mer, spesielt 250 m eller mer, og enda heller 500 m eller mer.

I et ytterligere aspekt av oppfinnelsen kan inhibitorgassen bli injisert i ledningen mot hydrokarbonstrømningsretningen i normal operasjon. Denne teknikken, som generelt ville betraktes som "fortrengning" ("bullheading"), er spesielt anvendelig for bruk sammen med stigerør, spesielt de med en stor vertikal utstrekning, f.eks. over 250 m, spesielt over 500 m; imidlertid kan den bli benyttet for å tvinge hydrokarboninnholdet i ledningen videre bakover, selv i den grad å tvinge hydrokarbon tilbake ned brønnhullet, f.eks. til en dybde hvor temperaturen til formasjonen er slik at hydratdannelse ikke oppstår. Dette kan oppnås ved fortrengning med inhibitorgass fra overflaten, eller kan bli oppnådd ved inhibitorgassinjeksjon oppstrøms av en eller flere av ventilene i ledningen, valgfritt før, under eller etter lukking av slike ventiler. På denne måten kan egenskapene til ledningsinnholdet bli endret slik at sjansene for hydratdannelse minimaliseres. For å gjøre dette må imidlertid injeksjonstrykket til inhibitorgassen generelt være større enn det som benyttes for det tidligere aspektet av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen.

Sett fra dette ytterligere aspektet ved oppfinnelsen tilveiebringes således en fremgangsmåte for hindring av hydratdannelse i en hydrokarbonledning, hvilken fremgangsmåte innbefatter å injisere en inhibitorgass i ledningen ved et trykk som er større enn trykket til hydrokarbonet deri, for dermed å reversere fluidstrømningsretningen i ledningen.

Nok en gang blir denne fremgangsmåten benyttet før pluggdannelse, og enda heller før hydratdannelse oppstår i ledningen for å forhindre hydratdannelse fra å oppstå eller for å redusere graden av hydratdannelse, spesielt for å unngå pluggdannelse.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet med henvisning til de medfølgende tegninger, der;

Figur 1 er et plott av et fasediagram for hydrat og gass (eller hydrokarbon)/vann ved ulike nitrogeninnholdnivåer (linjene er henholdsvis hydrat likevektskurvene ed (1) 100 mol-% nitrogen; (2) 95 mol-% nitrogen (3) 90 mol-% nitrogen; (4) 80 mol-% nitrogen;

(5) 60 mol-% nitrogen; (6) 40 mol-% nitrogen; (7) 20 mol-% nitrogen; og 1,5 mol-% nitrogen); og

Figur 2 er et skjematisk diagram av en underoverfladisk hydrokarbonbrønn utstyrt for utførelse av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen.

Ved først å henvise til figur 1, kan det sees at ved å øke nitrogeninnholdet i en hydrokarbonstrøm til 80 mol-% (for eksempel), blir hydratlikevektstrykket ved 4°C øket fra ca. 4 bar til ca. 30 bar (for den benyttede hydrokarbonblandingen).

Med henvisning til figur 2 er det vist en sjønivåplattform 1 forbundet med sjøbunnsbrønnhoder 2 via en ledning 3. Plattformen 1 er tilveiebrakt med en nitrogengenerator 4 og en nitrogenledning/linje 5 utstyrt med pumpe 6 og ventiler (ikke vist). Brønnhodene 2 er koblet til en brønnramme 8 ved hjelp av forbindelsesrør 7. Brønnrammen 8 er via en spole 9 koblet til en strømningsledning 10. Strømningsledningen 10 er via en spole 11 koblet til et stivt stigerør 12. Hydrokarbon som strømmer fra det stive stigerøret 12 blir ført til et reservoar 13 i overflaten.

Før, under eller etter trykkavlastning eller før eller under ny trykksetting, kan nitrogen fra generatoren 4 bli injisert i ledningen 3 oppstrøms av forbindelsesrørene 7 og spolene 9 eller 10, eller som en gassløftegass inn i bunnen av stigerøret 12.

Claims (7)

1. Fremgangsmåte for hindring av dannelse av faste hydrater i en ledning benyttet for å inneholde et strømmende, vann-inneholdende hydrokarbon, der fremgangsmåten omfatter det å indrodusere til nevnte hydrokarbon, enten før dannelse av hydrater eller dannelse av en plugg, en gass valgt fra gruppen bestående av karbondioksyd, nitrogen, gruppe 0-gasser og blandinger derav, der disse hever trykkterskelen for hydratdannelse for nevnte vann-inneholdende hydrokarbon, der nevnte gass introduseres på en måte som bevirker til at den som får den til å vandre langs minst en del av ledningen i hydrokarbon strømningsretningen, karakterisert ved at minst 80 mol-% av fluidet i ledningen umiddelbart nedstrøms av gassinjeksjonsstedet er inhibitorgassen, for derved å inhibere dannelse av faste hydrater.

2. Fremgangsmåte i henhold til krav 1, der gassen blir tilført i mengder slik at opptil 100 mol-% av fluidet i ledningen umiddelbart nedstrøms av gassinjeksjonsstedet er inhibitorgassen.

3. Fremgangsmåte i henhold til krav 1 eller 2, der fast hydratdannelse blir hindret, før, under og/eller etter en strømningsreduksjon eller nedstengning.

4. Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 3, der gassen blir introdusert ved et trykk på opptil 300 bar (3x10<7>Pa).

5. Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 4, der fasthydratdannelse blir hindret i minst en av komponentene i ledningen fra brønnhodet til over vannoverflaten valgt fra gruppen bestående av forbindelsesrør, manifolder, brønnrammer, spoler, strømningsledninger, fleksible stigerør og stive stigerør.

6. Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 8, der gassen er nitrogen.

7. Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av kravene 1 til 9,karakterisert vedat gassen inneholder mindre enn 2 mol-% oksygen.