NO872553L

NO872553L - REFRIGERATION OF FREE FLUID COLLECTION IN PIPES.

Info

Publication number: NO872553L
Application number: NO872553A
Authority: NO
Inventors: Joseph Dawson Fuller; Alan John Evett
Original assignee: Texaco Ltd; Nowsco Well Service Ltd
Priority date: 1986-06-20
Filing date: 1987-06-18
Publication date: 1987-12-21
Also published as: AU7429887A; DK315687D0; DK315687A; AU585453B2; BR8703089A; EP0250162A2; CN87104321A; NO872553D0; EP0250162A3

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører fortrengning av frie fluidansamlinger som er igjen i hovedsakelig horisontale partier av rørledninger. The present invention relates to the displacement of free fluid accumulations which remain in mainly horizontal sections of pipelines.

I ethvert hydrokarboninnholdende felt til havs slik som et med råolje eller gass, installeres vanligvis minst en plattform eller marin konstruksjon ved et veloverveid sted innenfor de kjente grenser av feltet. De primære funksjoner av en slik plattform er i det minste tosidig. Operasjonelt tjener den som en basis for boring av et nødvendig antall brønner inn i det underjordiske reservoar for å slå seg inn til de lagrede hydrokarboner. For det andre fungerer den til å motta, behandle og oppbevare hydrokarboner som ledes fra andre brønner innenfor det samme felt. In any offshore hydrocarbon-bearing field such as a crude oil or gas one, at least one platform or marine structure is usually installed at a well-considered location within the known boundaries of the field. The primary functions of such a platform are at least two-sided. Operationally, it serves as a basis for drilling the necessary number of wells into the underground reservoir to tap into the stored hydrocarbons. Second, it functions to receive, process and store hydrocarbons that are led from other wells within the same field.

Vanligvis er de andre brønner spredd omkring på feltet ved steder hvor det er fastlagt at hydrokarbonkilden kan hurtig nås. Således vil ethvert produserende felt vanligvis inne-holde flere brønner anordnet rundt om på sjøbunnen ved ulike avstander fra hovedplattformen. Generally, the other wells are scattered around the field at locations where it has been determined that the hydrocarbon source can be quickly reached. Thus, any producing field will usually contain several wells arranged around the seabed at different distances from the main platform.

Et antall rørledninger er anordnet til å forløpe over sjøbunnen mellom hovedplattformen og hvert satelittbrønnsted. Disse rørledninger kan innbefatte for hver brønn en produk-sjonsrørledning, en testrørledning, en vanninjeksjonsrørled-ning, en gassløfterørledning og rørledning for prosesshjelpe-midler. Etter den første installering vil minst noen av disse rørledninger, særlig gassløftrørledningen, måtte skylles ut for å fjerne vann oppsamlet i avsnitt av rørledningen som forløper hovedsakelig horisontalt over sjøbunnen og som fyller en vesentlig andel av volumet av slike avsnitt. Slike avsnitt kan være skrånende i forhold til horisontalen på grunn av ujevnheter på sjøbunnen slik at det kan være vannlommer oppsamlet ved intervaller langs rørledningen. Det er også viktig å forhindre dannelsen av hydrater som har en tilbøyelighet til å skje i påfølgende bruk av rørledningen og særlig i kalde omgivelser som resulterer i blokkering av rørledningen særlig ved begrensede eller innsnevrede sek-sjoner av denne. A number of pipelines are arranged to run across the seabed between the main platform and each satellite well site. These pipelines may include for each well a production pipeline, a test pipeline, a water injection pipeline, a gas lift pipeline and a pipeline for process aids. After the initial installation, at least some of these pipelines, particularly the gas lift pipeline, will have to be flushed out to remove water collected in sections of the pipeline which run mainly horizontally over the seabed and which fill a significant proportion of the volume of such sections. Such sections may be inclined relative to the horizontal due to unevenness on the seabed so that there may be pockets of water collected at intervals along the pipeline. It is also important to prevent the formation of hydrates which have a tendency to occur in subsequent use of the pipeline and particularly in cold environments which result in blockage of the pipeline especially at limited or narrowed sections thereof.

Vanligvis fjernes slike vannansaml inger ved å innføre en pigg i rørledningen og pådra en trykkvæske i rørledningen for å forflytte piggen derigjennom for fysisk å fortrenge vann. Piggen kan være mekanisk eller tilvirket av et gelematerlale for å tillate den å tilpasse seg den innvendige overflate av rørledningen. Imidlertid er noen rørledninger uegnede for bruk av en pigg, f.eks. hvor rørledningen er formet med ulike innvendig forløpende hindringer som ville tendere til å bevirke at piggen brytes opp eller hvor adrasiver ville bevirke et uakseptabelt materialtap. Typically, such water accumulations are removed by inserting a spike into the pipeline and applying a pressurized fluid to the pipeline to move the spike through to physically displace water. The spike can be mechanical or made from a gel material to allow it to conform to the inside surface of the pipeline. However, some pipelines are unsuitable for the use of a spike, e.g. where the pipeline is shaped with various internally extending obstacles that would tend to cause the spike to break up or where adrasives would cause an unacceptable loss of material.

Oppfinnelsen søker å tilveiebringe en hurtig og økonomisk metode for å fjerne frie fluidansamlinger i rørledninger som kan benyttes i rørledninger i hvilke det er enten Ikke umiddelbart praktiserbart å benytte en pigg eller hvor oppfinnelsen gir et alternativ til bruk av en konvensjonell Pigg- The invention seeks to provide a fast and economical method for removing free fluid accumulations in pipelines which can be used in pipelines in which it is either not immediately practicable to use a spike or where the invention provides an alternative to using a conventional spike

Oppfinnelsen tilveiebringer en metode for behandling av en rørledning som inneholder en restmengde av fluid i et hovedsakelig horisontalt avsnitt eller flere avsnitt av denne, for å fortrenge restfluidet fra, hvor metoden innbefatter : å injisere inn i rørledningen et trykksatt, høyekspanderende skum som har en høy gjenskummingsevne og er kompatibelt eller forenelig med nevnte fluid i rørledningsavsnittet eller avsnittene, hvor skummet inneholder en mengde skummingsmiddel overskytende den minimumsmengde som kreves for å generere skummet; The invention provides a method for treating a pipeline containing a residual amount of fluid in a substantially horizontal section or sections thereof, to displace the residual fluid from, the method comprising: injecting into the pipeline a pressurized, high-expansion foam having a high refoaming ability and is compatible or compatible with said fluid in the pipeline section or sections, the foam containing an amount of foaming agent in excess of the minimum amount required to generate the foam;

å fremføre skummet gjennom de eller hvert av rørledningsav-snittene i kontakt med et lag av fluidet etterlatt deri for å fortrenge fluidet mot en avstandsbeliggende ende av rørled-ningen ved innblanding bevirket av friksjonsmessig opphenting advancing the foam through the or each of the pipeline sections in contact with a layer of the fluid left therein to displace the fluid towards a distant end of the pipeline by mixing caused by frictional pick-up

av laget av nevnte skum og for å bevirke masseoverføring av skummingsmiddelet fra nevnte skum til nevnte fluid; of the layer of said foam and to effect mass transfer of the foaming agent from said foam to said fluid;

å avslutte injisering av skummet; og to finish injecting the foam; and

å føre inn i rørledningen en trykksatt gass for å skape turbulens i nevnte fluid som inneholder skummingsmiddelet, som er etterlatt i de eller hvert av rørledningsavsnittene som bevirker skumming av fluidet inne i rørledningen og å fortrenge en vesentlig andel av skummet etterlatt i rørled-ningen fra en fjerntbeliggende ende av rørledningen. to introduce into the pipeline a pressurized gas to create turbulence in said fluid containing the foaming agent, which is left in the or each of the pipeline sections which cause foaming of the fluid inside the pipeline and to displace a significant proportion of the foam left in the pipeline from a remote end of the pipeline.

Ved "høyekspanderende skum", gis dette betydningen et skum med i det minste et gassfaseinnhold på 75 volumprosent, fortrinnsvis vil skummet ha i det minste et gassfaseinnhold på 98 prosent. By "highly expanding foam", this meaning is given to a foam with at least a gas phase content of 75 percent by volume, preferably the foam will have at least a gas phase content of 98 percent.

Ved "gjenskummingsevne", gis dette en betydning at tendensen for skumbestanddelene, oppnådd når skummet tillates delvis å "bryte" eller "tappe", og gjenskape skum når det agiteres. By "refoaming ability", this is given the meaning that the tendency of the foam constituents, obtained when the foam is allowed to partially "break" or "drain", and regenerate foam when agitated.

Ved "høy" gjenskummingsevne menes tendensen til å gjenskumme til et skumvolum større enn omkring 80% av det opprinnelige. Dette er et mål på "repeteringsevnen" til å skumme. By "high" refoaming ability is meant the tendency to refoam to a foam volume greater than about 80% of the original. This is a measure of the "repeatability" of foaming.

Ved "kompatibel" menes et skum som ikke hurtig brytes ned når satt I direkte kontakt med fluidet som skal fortrenges ved de temperaturer og trykk som eksisterer i rørledningen under en behandling i samsvar med oppfinnelsen, og som har et skummingsmiddel som er i stand til å skumme fluidansamlIngen eller ansamlingene i rørledningen. By "compatible" is meant a foam which does not rapidly break down when placed in direct contact with the fluid to be displaced at the temperatures and pressures existing in the pipeline during a treatment in accordance with the invention, and which has a foaming agent capable of skim the fluid accumulation or accumulations in the pipeline.

I utøvelse av en metode i samsvar med oppfinnelsen i hvilke et trykksatt, høyekspanderende skum injiseres i rørledningen, antas det at to driftsforhold må eksistere avhengig av den bestemte anvendelse, mengden av fluid i rørledningsavsnittet og andre driftsmessige forhold. Den "første" mekanisme er et forhold hvor skummet passerer over et lag av væske i rørled-ningen, og som beskrevet ovenfor innblander seg med dette lag av væske og overfører også til dette et skummingsmiddel som er i skummet for å tillate fluidet å hurtig oppskummes ved den påfølgende passering av en trykkgass gjennom rørledningen som også tjener til å forskyve en vesentlig andel av skummet etterlatt inne i rørledningen. In practicing a method in accordance with the invention in which a pressurized, highly expanding foam is injected into the pipeline, it is assumed that two operating conditions must exist depending on the particular application, the amount of fluid in the pipeline section and other operational conditions. The "first" mechanism is a situation where the foam passes over a layer of liquid in the pipeline and, as described above, mixes with this layer of liquid and also transfers to it a foaming agent that is in the foam to allow the fluid to foam rapidly. by the subsequent passage of a pressurized gas through the pipeline which also serves to displace a significant proportion of the foam left inside the pipeline.

Dersom fluidet opptar et tilstrekkelig volum av rørlednings-avsnittet, kan imidlertid hovedmassen av et slikt fluid først fjernes ved en mekanisk "stempel" fortrengning som vil bli referert til heri som en "andre" mekanisme. I samsvar med den andre mekanisme etableres en tverrgående skum/fluidgrense-flate inne i rørledningen og fremføres gjennom rørledningen ved eller over en minimumshastighet som kreves for å opprettholde grenseflaten slik at massen av fluidet fjernes fra den avstandsbeliggende ende av rørledningen ved fysisk fortrengning, som etterlater den ovenfor nevnte restmengde av fluid i rørledningen som deretter behandles i samsvar med den "første" mekanisme. If the fluid occupies a sufficient volume of the pipeline section, however, the main mass of such fluid can first be removed by a mechanical "piston" displacement which will be referred to herein as a "second" mechanism. In accordance with the second mechanism, a transverse foam/fluid interface is established within the pipeline and advanced through the pipeline at or above a minimum velocity required to maintain the interface so that the mass of fluid is removed from the distal end of the pipeline by physical displacement, leaving the above-mentioned residual amount of fluid in the pipeline which is then treated in accordance with the "first" mechanism.

Hvor først fluidmengden i rørledningen er utilstrekkelig til å etablere en tverrgående skum/fluidgrenseflate så vil fjerningen av fluidet i rørledningen i sin helhet skje ved den "første" mekanisme. Videre dersom det under drift i samsvar med den "andre" mekanisme fremføringshastigheten av grenseflaten faller under den ovenfor angitte minimumshastighet, så vil den påfølgende fjerning av fluidet finne sted i samsvar med den "første" mekanisme. Videre under en første behandling i samsvar med den første mekanisme hvorved skummet passerer over fluidlaget i rørledningen, er det mulig at med en tilstrekkelig fluiddybde og et tilstrekkelig skumtrykk, kan ekstreme turbulenser av overflaten av fluidlaget finne sted slik at det til slutt etableres en tverrgående skum/ f luidgrenseflate i rørledningen som muliggjør ytterligere forskyvning av fluidet å finne sted ved den "andre" mekanisme. Det skal derfor forstås at under en behandlingsopera-sjon av en rørledning, kan forskyvningen av fluidet finne sted ved ulike tider ved enten den "første" meksnisme eller den "andre" mekanisme. Som angitt ovenfor i andre applikasjoner kan fortrengning skje alene ved den første mekanisme. Where the quantity of fluid in the pipeline is insufficient to establish a transverse foam/fluid interface, the removal of the fluid in the pipeline in its entirety will take place by the "first" mechanism. Furthermore, if during operation in accordance with the "second" mechanism the advance speed of the boundary surface falls below the above stated minimum speed, then the subsequent removal of the fluid will take place in accordance with the "first" mechanism. Furthermore, during a first treatment in accordance with the first mechanism by which the foam passes over the fluid layer in the pipeline, it is possible that with a sufficient fluid depth and a sufficient foam pressure, extreme turbulence of the surface of the fluid layer can take place so that eventually a transverse foam is established / f fluid interface in the pipeline which enables further displacement of the fluid to take place by the "second" mechanism. It should therefore be understood that during a treatment operation of a pipeline, the displacement of the fluid can take place at different times by either the "first" mechanism or the "second" mechanism. As indicated above in other applications, displacement can occur by the first mechanism alone.

Med hensyn til den andre mekanisme avhenger den forannevnte minimumshastighet som kreves for å opprettholde den tverrgående skum/fluidgrenseflate, som vil bli referert til som den "kritiske hastighet", av faktorer slik som rørdiameter, hastighet og densitet av fasene og derfor varierer fra anvendelse til anvendelse. Imidlertid under avvanning av en undersjøisk gassløftrørledning, er det vanligvis nødvendig å fremføre den ovenfor nevnte skum/fluidgrenseflate ved en hastighet i området av omkring 0,9 - 4,6 m pr. sek. og vanligvis ved en hastighet på minst 1,5 m pr. sek. Dersom fremføringshastigheten av grenseflaten faller under den kritiske hastighet, så etableres en skumfase over toppen av fluidfasen og fortrengningen omdannes dermed til den "første" mekanisme. With respect to the second mechanism, the aforementioned minimum velocity required to maintain the transverse foam/fluid interface, which will be referred to as the "critical velocity", depends on factors such as pipe diameter, velocity and density of the phases and therefore varies from application to application. application. However, during dewatering of a subsea gas lift pipeline, it is usually necessary to advance the above-mentioned foam/fluid interface at a rate in the range of about 0.9 - 4.6 m/s. Sec. and usually at a speed of at least 1.5 m per Sec. If the advancing speed of the interface falls below the critical speed, then a foam phase is established above the top of the fluid phase and the displacement is thus converted into the "first" mechanism.

En forholdsvis liten mengde skummingsmiddel, f.eks. 1/2 volumprosent, kreves i den flytende fase av skummet for å generere skummet ved kontakt med gassfasen, men denne konsentrasjon er varierbar avhengig av beskaffenheten av gassen og væskene i systemet. I en metode i samsvar med oppfinnelsen, benyttes imidlertid en større mengde skummingsmiddel for å oppnå skumming av restfluidet etterlatt i rørledningen for fjerning av denne ved påfølgende injisering av trykkgass, som kan være den samme gass som den benyttet for den gassformige fase av skummet. F,eks. når en forholdsvis liten mengde av fluid skal fjernes fra en rørledning, så kan skummingsmiddelet tilsettes i en størrelsesorden av omkring 1-4 volumprosent av væskefasen av skummet. Hvor forholdsvis store fluidvolumer skal fjernes, så kan skummingsmiddelet tilføres i en størrelsesorden av omkring 5-15 volumprosent av væskefasen av skummet. A relatively small amount of foaming agent, e.g. 1/2 volume percent, is required in the liquid phase of the foam to generate the foam upon contact with the gas phase, but this concentration is variable depending on the nature of the gas and liquids in the system. In a method in accordance with the invention, however, a larger amount of foaming agent is used to achieve foaming of the residual fluid left in the pipeline for its removal by subsequent injection of compressed gas, which may be the same gas as used for the gaseous phase of the foam. For example when a relatively small amount of fluid is to be removed from a pipeline, the foaming agent can be added in an order of magnitude of about 1-4 volume percent of the liquid phase of the foam. Where relatively large fluid volumes are to be removed, the foaming agent can be added in an order of magnitude of around 5-15 volume percent of the liquid phase of the foam.

Generelt gjør oppfinnelsen det mulig å forskyve et fluid som vil vanligvis, men ikke utelukkende, være et Newtonsk fluid fra en rørledning som benytter et høyekspanderende skummende fluid med valgte reologiske egenskaper som en grenseflate mellom fluidet på stedet som skal fortrenges og det fortreng-ende medium når fluidfortrengningshastigheten er ved eller over en definert "kritisk" hastighet for den bestemte anvendelse slik at fluidet på stedet opprettholdes i en tilstand av svært høy eksitering slik at, til tross for gravitasjonen, sikrer bevegelsesenergieffektene at fluidet beveger seg i sin helhet i retning av fortrengningen med en minimal mengde av fluid på stedet som drenerer tilbake til skummet. In general, the invention makes it possible to displace a fluid which will usually, but not exclusively, be a Newtonian fluid from a pipeline which uses a highly expanding foaming fluid with selected rheological properties as an interface between the fluid at the place to be displaced and the displacing medium when the fluid displacement rate is at or above a defined "critical" rate for the particular application so that the fluid at the site is maintained in a state of very high excitation so that, despite gravity, the kinetic energy effects ensure that the fluid moves entirely in the direction of the displacement with a minimal amount of fluid in place draining back into the foam.

Mens visse høyekspanderende skummende fluider har vært vist å opprettholde godt definerte granseflater med fluider som beveger seg over de spesifiserte sentrale hastigheter, er det en ytterligere fordel at bruken av et høyekspanderende skummet fluid, ved bruk av tensider med vel definert gjenskummingsevne, vil innblande ethvert fluid som faller tilbake gjennom grenseflaten og gjennom innblanding frakte dette in-situ tilbakefall eller slippfluid langs rørledningen. En metode ifølge oppfinnelsen benytter et høyekspanderende skum for å minske mengden av skumavdrenerende fluid etterlatt på veggen av rørledningen. Bruken av lav viskositet, skummings-midler med svært lave overflatespenninger med god gjenskummingsevne sikrer gjenskumming av ethvert restavdreneringsfluid når det brukes et kompatibelt gassformig fortrengningsmedium ved den spesifiserte kritiske hastighet. While certain high-expansion foaming fluids have been shown to maintain well-defined interfaces with fluids moving above specified central velocities, a further advantage is that the use of a high-expansion foaming fluid, using surfactants with well-defined refoaming capabilities, will entrain any fluid which falls back through the interface and through mixing transport this in-situ fallback or release fluid along the pipeline. A method according to the invention uses a highly expanding foam to reduce the amount of foam draining fluid left on the wall of the pipeline. The use of low viscosity, very low surface tension foaming agents with good refoaming capability ensures refoaming of any residual drainage fluid when a compatible gaseous displacement medium is used at the specified critical velocity.

I sitt bredeste aspekt er metoden I samsvar med oppfinnelsen mer bredt appliserbar enn til å avvanne rørledninger som danner kommunikasjon mellom en hovedplattform for oljeboring og tilhørende steder for satelittbrønner. Den kan benyttes til å fjerne andre Newtonske eller nesten Newtonske fluider fra rørledninger. F.eks. kan metoden benyttes til å fjerne hydrokarbonkondensater fra andre gassbærende rørledninger som har i det vesentlige horisontale avsnitt, eller for å fjerne faste partikler som bæres i en fri væskeansamling etterlatt i andre fluidrørledninger. Selvom nitrogen er den foretrukne gass benyttet i den forannevnte metode for avvanning av gassløftrørledninger, kan andre gasser som f.eks. luft eller gassformige hydrokarboner benyttes I andre applikasjoner forutsatt at gassen er kompatibel med fluidet som skal fjernes fra rørledningen. In its broadest aspect, the method according to the invention is more widely applicable than for dewatering pipelines that form communication between a main platform for oil drilling and associated locations for satellite wells. It can be used to remove other Newtonian or near-Newtonian fluids from pipelines. E.g. the method can be used to remove hydrocarbon condensates from other gas-carrying pipelines that have essentially horizontal sections, or to remove solid particles carried in a free liquid accumulation left behind in other fluid pipelines. Although nitrogen is the preferred gas used in the aforementioned method for dewatering gas lift pipelines, other gases such as e.g. air or gaseous hydrocarbons are used in other applications provided the gas is compatible with the fluid to be removed from the pipeline.

I spesielle anvendelser av den forannevnte metode, kan det også være ønskelig å behandle den innvendige overflate av rørledningen, f.eks. for å gi en beskyttelse mot korrosjon eller for å avsette en substans slik som metanol eller iso-propyl alkohol (IPA), for å hindre dannelsen av hydrater. I slike applikasjoner er det foretrukket at metoden innbefatter det ytterligere trinn av å innføre en trykksatt turbulent strømning av et skummet fluid som inneholder overflatebehand-lingsmediet for å forskyve ethvert restskum som er igjen I rørledningen, og deretter tillate slikt skum å gå i oppløs-ning I rørledningen. En slik metode kan også bli benyttet til å gi inerte rørledninger som ikke lenger kreves etter at produksjon på et sted er fullendt. Alle potensielt skadelige materialer er derved fjernet fra rørledningen som deretter kan tettes og nedgraves i en sikker tilstand. In special applications of the aforementioned method, it may also be desirable to treat the internal surface of the pipeline, e.g. to provide a protection against corrosion or to deposit a substance such as methanol or iso-propyl alcohol (IPA), to prevent the formation of hydrates. In such applications, it is preferred that the method include the additional step of introducing a pressurized turbulent flow of a foamed fluid containing the surface treatment medium to displace any residual foam remaining in the pipeline, and then allowing such foam to dissolve. In the pipeline. Such a method can also be used to provide inert pipelines that are no longer required after production at a site is completed. All potentially harmful materials are thereby removed from the pipeline, which can then be sealed and buried in a safe condition.

Restskummet etterlatt i rørledningen blir derved forskjøvet av metanol eller IPA-skum som muliggjør at mesteparten av vannet fortsatt tilstede i ledningen blir blandet med metanol eller IPA, som vil hjelpe til å redusere hydratdannelsen ved et senere tidspunkt. Fronten av metanol skummet fortrenges i det minste til enden av ledningen og alt skummet blir deretter tillat å gå 1 oppløsning, som har en kort halver-ingstid, og sikrer således at metanolen felles ut og fordeles langs den nødvendige lengde av ledningen. The residual foam left in the pipeline is thereby displaced by methanol or IPA foam which enables most of the water still present in the pipeline to be mixed with methanol or IPA, which will help to reduce hydrate formation at a later stage. The front of the methanol foam is displaced at least to the end of the line and all the foam is then allowed to go 1 solution, which has a short half-life, thus ensuring that the methanol is precipitated and distributed along the required length of the line.

Mulige løse avsetninger i den frie væske som er i rørled-ningen føres også vanligvis og fraktes fra ledningen. Fordeler ved å bruke en slik metode ifølge oppfinnelsen for avvanning av en rørledning overfor den ovenfor beskrevne konvensjonelle metode, innbefatter lettheten og innblande i skummet og ta ut partikkelformede avsetninger i rørledningen, den økonomiske bruk av en trykkgass som et fortrengningsmedium sammenlignet med trykksatt væskefortrengning av en pigg og lettheten i å gjøre det indre av en rørledning inert for å forhindre korrosjon som kan skje etter avstengning. Possible loose deposits in the free liquid in the pipeline are also usually carried and transported from the pipeline. Advantages of using such a method according to the invention for dewatering a pipeline over the conventional method described above include the ease of mixing in the foam and removing particulate deposits in the pipeline, the economical use of a pressurized gas as a displacement medium compared to pressurized liquid displacement of a spike and the ease of rendering the interior of a pipeline inert to prevent corrosion that may occur after shutdown.

Mulige applikasjoner av metodene ifølge oppfinnelsen innbefatter å fjerne vann fra rørledninger og fartøyer, å fjerne kondensat og råoljer fra rørledninger og fartøyer; å legge ned et inhibitorbelegg langs en rørledning; å fjerne hydrokarboner fra rørledningsforsenkninger under ferdigstillelse; og rensing av rørledninger og fartøyer for feltavslutning og opphør. Ettersom de fleste fluider kan oppskummes, er det et antall av andre mulige applikasjoner, særlig i undersjøiske multidiametersystemer. Possible applications of the methods according to the invention include removing water from pipelines and vessels, removing condensate and crude oils from pipelines and vessels; laying down an inhibitor coating along a pipeline; to remove hydrocarbons from pipeline recesses during completion; and cleaning of pipelines and vessels for field closure and cessation. As most fluids can be foamed, there are a number of other possible applications, particularly in subsea multi-diameter systems.

En utførelse av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet gjennom et eksempel og med henvisning til de vedlagte tegninger hvor: Fig. 1 illustrerer skjematisk en hovedplattform for oljeboring og en tilhørende satelittbrønnboremal forbundet til en hovedgassløftledning og en produksjonsledning; An embodiment of the invention will now be described through an example and with reference to the attached drawings where: Fig. 1 schematically illustrates a main platform for oil drilling and an associated satellite well drilling template connected to a main gas lift line and a production line;

fig. 2 illustrerer skjematisk en installasjon for lokalisering på hovedplattformen for å tilføre trykkskum til gassløfteledningen for avvanning av denne; fig. 2 schematically illustrates an installation for locating on the main platform to supply pressurized foam to the gas lift line for dewatering thereof;

fig. 3 illustrerer grafisk trykket i gassløftledningen ved hovedplattformenden under en første vanndig skumbehandlIng; fig. 3 graphically illustrates the pressure in the gas lift line at the main platform end during a first aqueous foam treatment;

fig. 4 illustrerer grafisk trykket i gassløftledningen ved hovedplattformenden under en andre vannskum-behandling; fig. 4 graphically illustrates the pressure in the gas lift line at the main platform end during a second water foam treatment;

fig. 5 Illustrerer grafisk trykket registrert ved boremalenden av gassløftledningen under vann-skumbehandling; fig. 5 Graphically illustrates the pressure recorded at the drill end of the gas lift line during water-foam treatment;

fig. 6 illustrerer grafisk trykket registrert ved hver ende av gassløftledningen under en metanolskumbehandling; og, fig. 6 graphically illustrates the pressure recorded at each end of the gas lift line during a methanol foam treatment; and,

fig. 7 illustrerer grafisk trykkene regfistrert under fig. 7 graphically illustrates the pressures registered below

oppstartingsprosedyren for gassløfting. the start-up procedure for gas lift.

Det vises til fig. 1 hvor en marin plattform eller konstruksjon 10 er plassert i et vannlegeme til havs. Konstruksjonen er veloverveid lokalisert for best å produsere fra et hydrokarboninnholdende felt eller reservoar i det underligg-ende substrat. Plattformen innbefatter primært et dekk som vanligvis er plassert 15-20 m over vannivået. Dekket vil på vanlig måte inneha innretninger for å bore brønner, motta og behandle produserte hydrokarboner og romme personell nødven-dig for å operere anlegget. Dekket støtter lagringsinnret-ninger slik som tanker, separatorer og andre anlegg hvorved de flytende og gassformige hydrokarboner kan først behandles og lagres før de viderebefordres til land. Det sistnevnte kan oppnås gjennom bruk av rørledninger som forløper fra plattformen 10 til land. Alternativt kan tankere og andre lastbær-ende fartøyer som kan lastes ved plattformen bli benyttet for å transportere hydrokarbonfluid. Ved et annet sted for brønnboring i oljefeltet, i avstand fra hovedplattformen 10 er et undersjøisk produksjonsanlegg 11 anordnet som innbefatter en boremal for oljebrønnen med et fluidforgrenende system innbefattende en ringledning 50 for å føre gassløft-fluid til brønnen 12 og en ringledning 51 for å føre produk-sjonsfluider fra brønnen 12. Reference is made to fig. 1 where a marine platform or structure 10 is placed in a body of water at sea. The construction is carefully located to best produce from a hydrocarbon-containing field or reservoir in the underlying substrate. The platform primarily includes a deck which is usually placed 15-20 m above the water level. The deck will normally contain facilities for drilling wells, receiving and processing produced hydrocarbons and accommodating personnel necessary to operate the plant. The deck supports storage facilities such as tanks, separators and other facilities whereby the liquid and gaseous hydrocarbons can first be treated and stored before being transported onshore. The latter can be achieved through the use of pipelines that run from the platform 10 to land. Alternatively, tankers and other cargo-carrying vessels that can be loaded at the platform can be used to transport hydrocarbon fluid. At another location for well drilling in the oil field, at a distance from the main platform 10, a subsea production facility 11 is arranged which includes a drilling template for the oil well with a fluid branching system including an annulus 50 to carry gas lift fluid to the well 12 and an annulus 51 to carry production fluids from well 12.

Den undersjøiske boremal 11 er forbundet til hovedplattformen 10 ved en serie rørledninger som forløper langs sjøbunnen av hvilke kun hovedgassløftledningen 13 og produksjonstestled-ningen 14 er illustrert i fig. 1. Gassløftledningen 13 kommuniserer med hovedplattformen 10 gjennom et fleksibelt stigerør 15. Det kommuniserer ved sin andre ende med ringled-ningen 50 på boremalen gjennom en frakoplingsenhet som innbefatter en reduksjonsspole 16, ikke-returventiler 17,18 med en frakoplingsenhet 19 derimellom, en manuell sluseisola-sjonsventil 20 og fleksibel jumperledning 21. Figuren illustrerer en multibrønnsinstallasjon, men oppfinnelsen er likeledes anvendbar for enkle satelittbrønner. The subsea drilling template 11 is connected to the main platform 10 by a series of pipelines which run along the seabed of which only the main gas lift line 13 and the production test line 14 are illustrated in fig. 1. The gas lift line 13 communicates with the main platform 10 through a flexible riser 15. It communicates at its other end with the annulus 50 on the drilling template through a disconnect unit which includes a reduction coil 16, non-return valves 17,18 with a disconnect unit 19 in between, a manual sluice isolation valve 20 and flexible jumper line 21. The figure illustrates a multi-well installation, but the invention is also applicable for simple satellite wells.

Etter installering er det nødvendig å avvanne i det minste noen av rørledningene som forbinder hovedplattformen med boremalen. Figur 2 illustrerer utstyr installert på hovedplattformen 10 for levering av skummende væsker til gassløft-rørledningen 13 for føring derigjennom og via ringledningene 50,51 på boremalen 11 gjennom produksjonsrørledningen 14 for å avvanne begge rørledninger. Utstyret i dette tilfellet innbefatter et antall nitrogentanker 70 på omlag 4250 m^ og en nitrogenpumpeenhet 71 forbinbar gjennom gassledningen 72 til et skumgenererende T-stykke 52. En væskeledning 53 er anordnet for å levere væske til den skumgenererende innretning fra en pumpe 54. Pumpen 54 er forbinbar enten gjennom ledningen 57 til en vannlagrende tank 55 som i sin tur er forbundet til en lagertank 73 for en tensid for å avgi en vanndig væske som inneholder tensidene for levering av pumpen 54 til skuminnretningen 52. Pumpen 54 er også selektivt forbindbar til en ytterligere tank 56 som inneholder metanol. Den skumgenererende innretning 52 har en skumutløpsledning 60 forbindbar for levering av skum til hovedgassløftledningen 13 ved et trykk tilstrekkelig til å bevirke fortrengning av restvannet deri ved en metode i samsvar med oppfinnelsen. After installation, it is necessary to dewater at least some of the pipelines connecting the main platform to the drilling template. Figure 2 illustrates equipment installed on the main platform 10 for the delivery of foaming liquids to the gas lift pipeline 13 for routing therethrough and via the annulus 50,51 on the drilling template 11 through the production pipeline 14 to dewater both pipelines. The equipment in this case includes a number of nitrogen tanks 70 of approximately 4250 m^ and a nitrogen pump unit 71 connectable through the gas line 72 to a foam-generating T-piece 52. A liquid line 53 is arranged to supply liquid to the foam-generating device from a pump 54. The pump 54 is connectable either through the line 57 to a water storage tank 55 which in turn is connected to a storage tank 73 for a surfactant to deliver an aqueous liquid containing the surfactants for delivery by the pump 54 to the foam device 52. The pump 54 is also selectively connectable to a further tank 56 containing methanol. The foam generating device 52 has a foam outlet line 60 connectable for delivery of foam to the main gas lift line 13 at a pressure sufficient to effect displacement of the residual water therein by a method in accordance with the invention.

Flytende tensider og vann tilføres den skumgenererende innretning 52 for å frembringe et trykksatt, høyekspandert nitrogenskum som innføres i rørledningen 13. En av karakteri-stikkene til nitrogenskummet er dets evne til kontinuerlig å gjenforme å regenerere seg selv. Skjønt for at dette skal skje fortrenges skummet kontinuerlig i en turbulent strømning gjennom rørledningen. Liquid surfactants and water are supplied to the foam generating device 52 to produce a pressurized, highly expanded nitrogen foam which is introduced into the pipeline 13. One of the characteristics of the nitrogen foam is its ability to continuously reshape and regenerate itself. Although for this to happen, the foam is continuously displaced in a turbulent flow through the pipeline.

Etterhvert som skummet hurtig pumpes gjennom ledningen, vil massen av vann akkumulert i rørledningen foran skummet Jages fremad av "stempel-" fortrengning i samsvar med den forannevnte "andre mekanisme". Restvann vil bli innblandet med skummet hvor tensiduttynning muliggjør at noe av de skumgenererende kjemikalier blir blandet med det frie vann i ledningen i samsvar med den forannevnte "første mekanisme". Overflatespenningen til de innblandede fluider senkes, og muliggjør for disse å skumme og bli transportert ut av beholderen. As the foam is rapidly pumped through the conduit, the mass of water accumulated in the conduit ahead of the foam will be driven forward by "piston" displacement in accordance with the aforementioned "second mechanism". Residual water will be mixed in with the foam where surfactant dilution enables some of the foam-generating chemicals to be mixed with the free water in the line in accordance with the aforementioned "first mechanism". The surface tension of the mixed fluids is lowered, enabling them to foam and be transported out of the container.

Denne blanding av fortrengning og innblanding benyttes for å avvanne rørledningen 13. Alle små gjenstander av løse etterlatenskaper vil også transporteres fremad og fjernes fra ledningen ved den viskøse, turbulente strømning. Etter komplettering av denne prosess er rørledningen hovedsakelig fylt med et vann/tensidskum. En trykksatt høyhastig strømning av nitrogengass føres gjennom rørledningen for å skumme opp væsken med tensider deri og deretter å fjerne massen av skum. This mixture of displacement and entrainment is used to dewater the pipeline 13. Any small objects of loose debris will also be transported forward and removed from the pipeline by the viscous, turbulent flow. After completing this process, the pipeline is mainly filled with a water/surfactant foam. A pressurized high speed flow of nitrogen gas is passed through the pipeline to foam up the liquid with surfactants therein and then to remove the mass of foam.

Når hovedandelen av massevannet er fjernet, forskyves resten av skummet ved et metanolskum når metanol fra tanken 56 leveres av pumpen 54 til den skumgenererende innretning 52. Dette skum injiseres ned lengden av hele ledningen for å skape turbulens i noe av restvannet som bevirker det til å skumme og bli fysisk fortrengt. Massen av skum forblir i rørledningen og tillates deretter å oppløse seg Inn i sine flytende og gassformige bestanddeler 1 rørledningen. Ethvert spor av vann fortsatt tilstede doseres med metanol som hjelper i å forhindre hydratdannelse når hydrokarbongasser injiseres inn i ledningen. Den nødvendige mengde metanol i skummet påvirkes av det nødvendige volum for å dosere vann som er igjen i rørledningen til en tilstrekkelig høy konsentrasjon for at hydrater forhindres i å danne seg under de driftsmessige trykk og temperaturforhold i rørledningen. When the bulk of the bulk water is removed, the rest of the foam is displaced by a methanol foam as methanol from the tank 56 is delivered by the pump 54 to the foam generating device 52. This foam is injected down the length of the entire conduit to create turbulence in some of the residual water causing it to foam and become physically displaced. The mass of foam remains in the pipeline and is then allowed to dissolve into its liquid and gaseous constituents in the pipeline. Any trace of water still present is dosed with methanol which helps prevent hydrate formation when hydrocarbon gases are injected into the line. The required amount of methanol in the foam is affected by the required volume to dose water remaining in the pipeline to a sufficiently high concentration to prevent hydrates from forming under the operational pressure and temperature conditions in the pipeline.

Nitrogenskummet kan injiseres i ledningen fra plattformen, straks etter at bestemmelsen av frie fluider har vært foretatt. Alt utstyret kan være plattformbasert og utsatt for størrelsesbegrensninger som muliggjør at denne operasjon kan foregå og resultatene evalueres før det kalles på et fartøy med en forholdsvis stor mengde metanol som skal brukes. The nitrogen foam can be injected into the line from the platform, immediately after the determination of free fluids has been carried out. All the equipment can be platform-based and subject to size limitations that enable this operation to take place and the results evaluated before it is called on a vessel with a relatively large amount of methanol to be used.

I den ovenfor beskrevne anvendelse av en metode Ifølge oppfinnelsen benyttes ingen pigger på grunn av beskaffenheten av rørledningen. Imidlertid for opphenting av avsetninger og kjemiske operasjoner, kan en pigg benyttes i rørledningen for å separere fluider og gasser fra skummet. In the above-described application of a method according to the invention, no spikes are used due to the nature of the pipeline. However, for deposit recovery and chemical operations, a spike can be used in the pipeline to separate fluids and gases from the foam.

Eksempel Example

Det følgende er et spesifikt praktisk eksempel på en prosedyre for å utføre en metode ifølge oppfinnelsen for avvanning av en hovedgassløftrørledning, i samsvar med fig. 1, omtrent 12,9 km lang og nominell utvendig diameter på 203 mm og en produksj onstestrørledning. The following is a specific practical example of a procedure for carrying out a method according to the invention for dewatering a main gas lift pipeline, in accordance with fig. 1, approximately 12.9 km long and nominal outside diameter of 203 mm and a production test pipeline.

Gassløftrørledningen er en multidiameterrørledning. Den følgende tabell gir eksempler på diametervariasjoner av denne; The gas lift pipeline is a multi-diameter pipeline. The following table gives examples of diameter variations of this;

Ledningen må være fullstendig avvannet ettersom trykket av frie væsker i systemet forårsaket at hydrater hie dannet i gassløftledningen så snart som hydrokarboner ble injisert som resulterte i en total blokkering av ledningen. The line must be completely dewatered as the pressure of free fluids in the system caused hydrates to form in the gas lift line as soon as hydrocarbons were injected resulting in a total blockage of the line.

Et tidligere forsøk på å avvanne ledningen ved bruk av gelepolymerpigger, fortrengt ved gass, hadde vært mislykket, siden ledningen ikke var egnet for denne teknikk av to årsaker. For det første hadde rørledningen tallrike endringer i den innvendige diameter, og hadde også sonder og andre Indre fremspring som ville forårsake oppbryting av piggene. For det andre ville bruken av gass som et fortrengningsmedium ha resultert i kun delvis fortrengning av gele. En mekanisk pigg kreves vanligvis for å følge opp en gelepigg for å redusere gassgjennombrytning og derfor forhindre at gele etterlates i ledningen. Dette resulterte i at så mye som 15% av ledningsvolumet ble etterlatt fullt med vann. A previous attempt to dewater the line using gel polymer spikes, displaced by gas, had been unsuccessful, as the line was not suitable for this technique for two reasons. First, the pipeline had numerous changes in the internal diameter, and also had probes and other internal protrusions that would cause the spikes to break. Second, the use of gas as a displacement medium would have resulted in only partial displacement of gel. A mechanical spike is usually required to follow up a gel spike to reduce gas breakthrough and therefore prevent gel from being left in the line. This resulted in as much as 15% of the conduit volume being left full of water.

Sekvensen av devanningsmetoden i samsvar med metoden brukt for å avvanne rørledningen er som følger. En første fase i hvilke en nitrogenrensing av rørledningen ble utført for å rense hydrokarboner, for å utføre trykk/volumkorreleringer for å indikere volumet av væsker som er etterlatt i ledningen, og for å identifisere maksimale strømningsgrader gjennom mulige strupere og se om dette vil være en hindring for å utføre den planlagte skumfortrengningsmetode. En andre fase i hvilke avvanning av rørledningen utføres ved bruk av vanndig skum for å effektuere masseavvanning av gassløftledningen. En tredje fase i hvilke metanolskum føres gjennom ledningen for å dosere hele lengden av gassløftledningen med metanol. En fjerde fase i hvilke gassløftingen er Igangsatt i brønnen 12 ved det avstandsbeliggende undersjøiske produksjonsanlegg som fører til oppstarting av produksjon fra brønnen 12. The sequence of the dewatering method in accordance with the method used to dewater the pipeline is as follows. A first phase in which a nitrogen purge of the pipeline was carried out to purge hydrocarbons, to perform pressure/volume correlations to indicate the volume of liquids left in the pipeline, and to identify maximum flow rates through possible chokes and see if this would be a obstacle to carrying out the planned foam displacement method. A second phase in which dewatering of the pipeline is carried out using aqueous foam to effect mass dewatering of the gas lift line. A third phase in which methanol foam is passed through the line to dose the entire length of the gas lift line with methanol. A fourth phase in which the gas lifting is initiated in well 12 at the remote subsea production facility which leads to the start of production from well 12.

Fase 1 - nitrogenrensing Phase 1 - nitrogen purge

Under rensing eller utskilling av gassløftledningen ble det benyttet en total mengde på 7239 m<3>nitrogen, ytterligere 425 m<3>ble benyttet i den andre serie av trykk/volumtester (den første serie av tester hadde blitt utført ved starten av rensefasen) og I det siste trinn hvor gassen strømmet ved høye hastigheter for å etablere begrensninger tildelt av rørledningens geometriske utforming ble det benyttet 6089 m<3>. Derfor var den totale nitrogen forbrukt i hele fase 1 During purge or separation of the gas lift line, a total amount of 7239 m<3>nitrogen was used, a further 425 m<3>was used in the second series of pressure/volume tests (the first series of tests had been carried out at the start of the purge phase) and In the last stage where the gas flowed at high velocities to establish limitations assigned by the pipeline's geometric design, 6089 m<3> was used. Therefore, the total nitrogen was consumed throughout phase 1

13752 m<3>(dvs. 4 tanker). 13752 m<3> (ie 4 tanks).

Nitrogenrensingen ble utført ved trykk på mellom 1,03 MPa og 1,45 MPa ved hovedplattformenden av gassløftledningen. Midlere strømningsgrader var 8,5 m<3>pr. min. og temperaturen på rørledningen var omkring 4°C. The nitrogen purge was carried out at pressures of between 1.03 MPa and 1.45 MPa at the main platform end of the gas lift line. Average flow rates were 8.5 m<3>per my. and the temperature of the pipeline was around 4°C.

Trykk/volumforholdene utarbeidet for disse tester ga et estimert vaeskeinnhold av gassløftledningen i størrelsesorden av omkring 29,8 m<3>eller omkring 10% vaeskeinnhold i gassløft-ledningen, men dette kan være høyere, f.eks. muligens opptil omkring 20% væskeinnhold. The pressure/volume ratios prepared for these tests gave an estimated liquid content of the gas lift line in the order of about 29.8 m<3> or about 10% liquid content in the gas lift line, but this can be higher, e.g. possibly up to about 20% liquid content.

Ved slutten av rensefasen var fortsatt minst 29,8 m<3>vann i gassløftledningen som måtte fjernes. Riktig dosering med metanol ville være upraktisk, både I det nødvendige metanol-volum og i evnen til å dosere med tilstrekkelig høye konsen-trasjoner ved enden av denne ved boremalen 11. At the end of the cleaning phase, there was still at least 29.8 m<3> of water in the gas lift line which had to be removed. Proper dosing with methanol would be impractical, both in the required methanol volume and in the ability to dose with sufficiently high concentrations at the end of this at the drill template 11.

Fase 2 - vanndig skumbehandling Phase 2 - aqueous foam treatment

To vanndige skumbehandlinger (tilfellet 1 og tilfellet 2) ble utført fordi den første ble for tidlig avsluttet for å fullstendig åpne opp struperne i gassløftledningen. Innsnev-ringen representert ved disse ble betraktet for stor for passering av væsker men det samtidig opprettholdt tilstrekkelig skumhastighet i ledningen. Two aqueous foam treatments (Case 1 and Case 2) were performed because the first was terminated prematurely to fully open the chokes in the gas lift line. The constriction represented by these was considered too large for the passage of liquids, but at the same time it maintained sufficient foam velocity in the line.

I disse behandlinger var de benyttede tensider SF12 (NOWSCO) som er et amoniakksalt av en alkohol ethyoksylat sulfat. Denne tensid er tilgjengelig fra Nowsco well Services (UK) Limited. In these treatments, the surfactants used were SF12 (NOWSCO), which is an ammonia salt of an alcohol ethoxylate sulfate. This surfactant is available from Nowsco well Services (UK) Limited.

figurene 3 og 4 illustrerer grafisk trykket i gassløftled-ningen ved hovedplattformenden av denne, under de to behandlinger respektivt. Straks etter pumpestart i tilfellet 2 var det et lite fall i trykket som tillegges fronten av skummet etterhvert som det fremskred ved stigerøret 15. Effekten er tydeligere i tilfellet 2 enn tilfellet 1. En høy konsentrasjon av tensider ( 10% av væskevolumet) ble benyttet i føringsskummet med det synspunkt at dette vil innføres i mulige væsker ved basisen av stigerøret 15. En netto tensid-sats på 19 liter ble tømt inn i systemet ved operasjonsstart av samme grunn. figures 3 and 4 graphically illustrate the pressure in the gas lift line at the main platform end of this, during the two treatments respectively. Immediately after the start of the pump in case 2, there was a small drop in the pressure added to the front of the foam as it progressed at the riser 15. The effect is clearer in case 2 than case 1. A high concentration of surfactants (10% of the liquid volume) was used in the guide foam with the view that this will be introduced into possible liquids at the base of the riser 15. A net surfactant rate of 19 liters was emptied into the system at the start of operation for the same reason.

Dette ble etterfulgt av en skarp økning i trykket ved hovedplattformenden, hvor graden av denne var større i første tilfellet enn det andre. Dette samsvarer med opphenting av væsker i gassløftledningen ved sitt laveste punkt ved basisen av stigerøret. Det ville være forventet at mindre væsker ville være tilstede (om noe) i tilfellet 1 enn tilfellet 2 og trykkresponsen synes å bekrefte dette. This was followed by a sharp increase in the pressure at the main platform end, the degree of which was greater in the first case than in the second. This is consistent with the pickup of liquids in the gas lift line at its lowest point at the base of the riser. It would be expected that less fluid would be present (if any) in case 1 than case 2 and the pressure response seems to confirm this.

Når stigningen i trykket gikk over 2,07/2,76 MPa ble væske-pumpingen stoppet for å tillate systemet å stabilisere seg og nitrogen ble benyttet på egenhånd for å opprettholde skum-hastighetene. Denne prosedyre ble repetert gjennom hele programmet når trykktopper oppsto. Gradene av væskeinjeksjon, tensidkonsentrasjon og gasstrømning ble individuelt variert i respons til systemytelsen. When the rise in pressure exceeded 2.07/2.76 MPa, liquid pumping was stopped to allow the system to stabilize and nitrogen was used on its own to maintain foam rates. This procedure was repeated throughout the program when pressure peaks occurred. The degrees of liquid injection, surfactant concentration and gas flow were individually varied in response to system performance.

I tilfellet 2 ble en mer kontrollert respons opprettholdt som er vist på kurven av trykkresponsene. Dette er antatt å være resultatet av to faktorer - mindre væsker i ledningen og bedre styringsteknikk av prosessen. In case 2, a more controlled response was maintained as shown on the curve of the pressure responses. This is believed to be the result of two factors - less liquids in the line and better control technology of the process.

I tilfellet 2 når pumpingen til slutt ble stoppet (merket som punkt a) var det gradvise fall i trykket over de følgende nærmeste timer indikerende for at væske strømmet gjennom struperne. Det var her det ble bestemt å åpne opp struperne fullstendig og foreta ventilering til sjøen. Begge disse operasjoner nødvendiggjorde inngrep av dykkere. In case 2 when pumping was finally stopped (marked as point a), the gradual drop in pressure over the next few hours was indicative of fluid flowing through the chokes. It was here that it was decided to open the throats completely and ventilate to the sea. Both of these operations necessitated the intervention of divers.

Trykkresponsen ved boremalenden av gassløftledningen, viser begrensningen i strømning forårsaket av struperne tydeligere. The pressure response at the drill end of the gas lift line shows the restriction in flow caused by the chokes more clearly.

Fig. 5 er en kurve over registrerte verdier og en klar endring i gradienten vises som ville være forventet med en endring i fase. Fig. 5 is a curve of recorded values and a clear change in the gradient is shown which would be expected with a change in phase.

I den andre vanndige skumbehandling (tilfellet 2) ble tensidkonsentrasjonen i skummet øket for å forsøke å kompen-sere for lavere hastigheter forårsaket av strupeinnsnevringer og å ta fordel av den vellykkede måte teknikken syntes å utføre i det første forløp hvor skummet tydelig syntes å gjøre sin Jobb mest effektivt å holde godt sammen. In the second aqueous foam treatment (Case 2), the surfactant concentration in the foam was increased to try to compensate for lower velocities caused by throat constrictions and to take advantage of the successful way the technique appeared to perform in the first run where the foam clearly seemed to do its job Work most efficiently to keep well together.

Gassløftledningen ble ventilert til sjøen. Skumgenerering ble stoppet og nitrogen ved omkring 85 m<3>pr.min. for 20 min. ble pumpet for å forsøke å maksimere turbulensen å oppnå så mye skumregenerering som mulig. The gas lift line was vented to the sea. Foam generation was stopped and nitrogen at about 85 m<3>per.min. for 20 min. was pumped to try to maximize the turbulence to achieve as much foam regeneration as possible.

Væskef angeren ble tømt på satsvis måte fire ganger under vannskumbehandlingene. Av disse var de to første satser i sin helhet olje, men de siste to var nesten fullstendig vann. Basis sedimentet og vann (BS&W) avlesningene var 0%, 3%, The liquid reservoir was emptied in batches four times during the water foam treatments. Of these, the first two batches were entirely oil, but the last two were almost entirely water. The base sediment and water (BS&W) readings were 0%, 3%,

100% og 98% respektivt. En estimert mengde på 35,8 m<3>vann ble fjernet. Ytterligere vann var igjen i testledningen og ble utvinnet i fase 3 og 4. 100% and 98% respectively. An estimated amount of 35.8 m<3> of water was removed. Additional water remained in the test line and was recovered in phases 3 and 4.

Oppsummering av fase 2 parametere Summary of phase 2 parameters

( Vanndlg skumbehandling) (water foam treatment)

De første pumpetrykk for skummene var 1,38 MPa, men variable i respons til systemytelsen. Omgivelsestemperaturen for rørledningen var 4°C. Initial pump pressures for the foams were 1.38 MPa, but variable in response to system performance. The ambient temperature for the pipeline was 4°C.

Resultatene viste at skum var tilstrekkelig stabilt til å fortrenge væsker på en stempellignende måte, og regenerer-ingsevnen av tensidene som "falt ut" viste seg å være tilfredsstillende. The results showed that the foam was sufficiently stable to displace liquids in a piston-like manner, and the regeneration ability of the surfactants that "fell out" proved to be satisfactory.

Totalt var behandlingen vellykket og gassløftledningen var i det vesentlige fritt for vannmasse. Overall, the treatment was successful and the gas lift line was essentially free of water mass.

Fase 3 - metanolskumbehandling Phase 3 - methanol foam treatment

En lignende utstyrsutforming ble benyttet for preparering av metanol skummet som for det vannbaserte skum. De følgende logistiske og sikkerhetsaspekter er vært å bemerke seg: Metanol skummet ble blandet og pumpet ved de laveste trykk systemet ville tillate for å maksimere hastighetene for en gitt nitrogeninjiseringsgrad og for å sikre strømningsgrader som var innenfor kapasiteten av gassløftstruperne. Oppstart-ingstrykket var på omkring 0,69 MPa og omkring 2,41 MPa ved enden av pumping. Behandling ble tilstrekkelig styrt til at ingen topper oppsto i trykkresponsen som var en indikasjon at ledningen var i det vesentlige fritt for væsker. A similar equipment design was used for preparing the methanol foam as for the water-based foam. The following logistical and safety aspects have been noted: The methanol foam was mixed and pumped at the lowest pressures the system would allow to maximize rates for a given nitrogen injection rate and to ensure flow rates that were within the capacity of the gas lift throttles. The start-up pressure was about 0.69 MPa and about 2.41 MPa at the end of pumping. Treatment was sufficiently controlled that no peaks occurred in the pressure response which was an indication that the line was essentially free of liquids.

Ingen trykkstigning ble merket ved boremalsenden inntil skummet ankom. Fig. 6 viser trykkresponsene. No pressure rise was noted at the drill end until the foam arrived. Fig. 6 shows the pressure responses.

Ettersom trykkene over struperne gjorde tydelig respons til væskestrømmen i motsetning til gass, kunne en flytende metanolsats innføres i skummet og kunne detekteres ved boremalsenden av gassløftrørledningen. En skarp økning i trykket oppsto nesten eksakt når det var forutsagt at satsen ville nå boremalen, som indikert i fig. 6. Ved dette tidspunkt var systemet avlukket for flere timer og skummet tillat å bryte. Skumbehandlingen hadde lykkes i å plassere en høyt konsentrert metanoloppløsning eksakt i den sonen hvor det trengtes mest (blindender, lave punkter osv. i rørlednings-systemet til boremalen) og klart for start av gassløfteopera-sj oner. As the pressures above the chokes clearly responded to the flow of liquid as opposed to gas, a liquid methanol charge could be introduced into the foam and could be detected at the drill end of the gas lift pipeline. A sharp increase in pressure occurred almost exactly when it was predicted that the charge would reach the drill template, as indicated in fig. 6. At this point the system was sealed off for several hours and the foam allowed to break. The foam treatment had succeeded in placing a highly concentrated methanol solution exactly in the zone where it was most needed (dead ends, low points, etc. in the pipeline system to the drilling template) and ready for the start of gas lifting operations.

Denne netto metanolmasse (1,43 m<3>) ble Innført omkring 30 min. etter start av skumpumpingen, når fremskridelsen ble estimert til omkring 25 km langs gassløftledningen (ved 0,69 MPa). Ledningen er omkring 128 km lang og trykkresponsen oppstått ved et punkt når fremskridelsen var estimert til 146 km (1,24 MPa). Nesten eksakt ved en beregnet 128 km viste trykkregistreringsenhetene ved boremalen et lite hopp i trykk (689-1034 kPa) som ble tillagt skumfasen som nå passerte gjennom struperen. Dette punkt hjalp i å bekrefte at den flytende fase ved boremalen var virkelig metanol istedenfor ytterligere vann som hadde blitt piggforskjøvet ut. This net methanol mass (1.43 m<3>) was introduced about 30 min. after the start of the foam pumping, when the progress was estimated to be about 25 km along the gas lift line (at 0.69 MPa). The line is about 128 km long and the pressure response occurred at a point when the progress was estimated at 146 km (1.24 MPa). Almost exactly at a calculated 128 km, the pressure recording units at the drill template showed a small jump in pressure (689-1034 kPa) attributed to the foam phase now passing through the choke. This point helped to confirm that the liquid phase at the drill template was indeed methanol instead of additional water that had been spiked out.

Like før avstenging av systemet ble en andre metanolsats (1,43 m<3>) pumpet med den hensikt å plassere det ved bunnen av stigerøret for å dosere mulige væsker som kunne ha samlet seg opp på dette sted mens ledningen var avstengt. Just before shutting down the system, a second batch of methanol (1.43 m<3>) was pumped with the intention of placing it at the bottom of the riser to dose any possible liquids that might have accumulated at this location while the line was shut down.

Summering av metanolskumparametere Summation of methanol foam parameters

Tensidene som ble brukt var en metanol skummer kalt FC431 tilgjengelig fra 3M Company. Det er en fluorkarbonmetanol-skummer. Skummingsmiddelet er vanligvis tilstede i en størrelse av omkring 1- 25% vol., f.eks. 5% vol. av den flytende fase av skummet. The surfactants used were a methanol foamer called FC431 available from 3M Company. It is a fluorocarbon methanol foamer. The foaming agent is usually present in an amount of about 1-25% vol., e.g. 5% vol. of the liquid phase of the foam.

Fraværet av trykktoppene og den forutsigbare måte i hvilke gassløftledningen gjorde til respons til metanolskumbehand-1 Ingen peker mot at hensiktene med fase 3 var oppnådd. Ledningen hadde blitt dosert med metanol langs sin hele lengde og en flytende metanolsats var i boremalen. The absence of the pressure peaks and the predictable manner in which the gas lift line responded to the methanol foam treatment-1 No points towards the objectives of phase 3 having been achieved. The line had been dosed with methanol along its entire length and a liquid methanol charge was in the drill bit.

Måten i hvilke den kalkulerte fortrengning ble matchet med de faktiske trykkresponser av systemet bekrefter at ledningen var fri for væskemasser og at de vanndige behandlinger var vellykket. The manner in which the calculated displacement was matched with the actual pressure responses of the system confirms that the line was free of liquid masses and that the aqueous treatments were successful.

Fase 4 - oppstarting av gassløf toperas. 1 onene Løftegass ble innført i gassløftledningen ved trykk opptil 12 MPa. Like under 12 timer hadde gått siden fase 3 var ferdig, som tillot rikelig tid for metanolskummet å bryte og skille ut sitt metanol inn I mulig vann etterlatt i ledningen. Vanligvis vil 4 timer betraktes å være en nødvendig minimumstid. Phase 4 - start-up of gas flow toperas. 1 onen Lift gas was introduced into the gas lift line at pressures up to 12 MPa. Just under 12 hours had passed since phase 3 was completed, which allowed ample time for the methanol foam to break and release its methanol into possible water left in the line. Generally, 4 hours would be considered a necessary minimum time.

En metanolsats på 1,43 m<3>var etterlatt ved basisen av stigerøret 15 ved avslutningen av metanolskumbehandlings-fasen. En ytterligere stas på 2,38 m<3>ble innført ved starten av hydrokarbongasspumpingen for ytterligere å behandle mulige væsker som kunne ha blitt oppsamlet, også for fullstendig å mette gassen som entrer ledningen. Metanoldosering av gassen ble startet ved en høyere enn vanlig grad av 19 liter pr. min. Dette varte i like under 7 timer. A methanol batch of 1.43 m<3> was left at the base of the riser 15 at the end of the methanol foam treatment phase. An additional 2.38 m<3> of stasis was introduced at the start of hydrocarbon gas pumping to further treat possible liquids that could have been collected, also to fully saturate the gas entering the line. Methanol dosing of the gas was started at a higher than usual rate of 19 liters per liter. my. This lasted just under 7 hours.

Trykkoppbygning i gassledningen var ved en grad av omkring 207 kPa hvert 10.min., med en gasstrømningsgrad på omkring 0,113 millioner standard m<3>pr. dag. Pressure build-up in the gas line was at a rate of about 207 kPa every 10 min., with a gas flow rate of about 0.113 million standard m<3>per. day.

Først ble trykket bygd opp til omkring 4,48 MPa mot ventilen i gassløftledningen lokalisert hvor den går inn i boremalen og deretter mot ventilen i testledningen idet den utgår fra boremalen opp til omkring 7,58 MPa. First, the pressure was built up to about 4.48 MPa against the valve in the gas lift line located where it enters the drilling template and then against the valve in the test line as it exits the drilling template up to about 7.58 MPa.

Under forløpet startet gassløfting ved de følgende beting-elser : During the course, gas lift started under the following conditions:

Gassløftventilposisjonen i brønnen 12 er ved 12,5 km BKB. Gassløfting ble bekreftet ved avstenging i gassløftledningen og overvåking av brønnens trykkhøyde. Alle disse resultatet er vist i fig. 7. I tillegg ble mye forøket gasstrømning mottat tilbake ved hovedplattformen 12. The gas lift valve position in well 12 is at 12.5 km NWW. Gas lift was confirmed by shutting off the gas lift line and monitoring the well's pressure head. All these results are shown in fig. 7. In addition, much increased gas flow was received back at the main platform 12.

Claims

1. Method for treating a pipeline containing a residual amount of fluid in a mainly horizontal section or in several sections, to displace the residual fluid therefrom, characterized in that a pressurized, highly expanding foam is injected into the pipeline where the foam has a high refoaming ability and is compatible with the fluid in the pipeline section or paragraphs, and that the foam contains an amount of foaming agent above a minimum amount required to generate the foam; that the foam is advanced through the or each of the pipeline sections in contact with a layer of the fluid left therein to displace the layer towards a remote end of the pipeline by mixing caused by frictional pick-up of the layer by the foam, and that mass transfer of the foaming agent is effected from the foam to the fluid; that injection of the foam ends; and that a pressurized gas is introduced into the pipeline to create turbulence in the fluid containing the foaming agent, which is left in the one or each of the pipeline sections that causes foaming of the fluid inside the pipeline and that a significant proportion of the foam left in the pipeline is displaced from a distant end of the pipeline.

2. Method according to claim 1, characterized in that at least some of the mass of the fluid in the pipeline section or sections is displaced by injecting said foam into the pipeline to establish a transverse foam/fluid interface which is advanced through the pipeline at or above a minimum speed necessary to maintain the interface thereby displacing the mass of said fluid from said distant end of the pipeline which leaves said residual quantity of the fluid in the pipeline which is treated as aforesaid.

3. Method according to claim 2, characterized in that the boundary surface is advanced at a speed of around 0.9-4.6 m/s.

4. Method according to claim 3, characterized in that the interface is advanced at a speed of at least 1.5 m/s.

5 . Method according to claims 1-4, characterized in that the gas/liquid ratio (in volume) of the foam is at least 75#.

6. Method according to claim 5, characterized in that the ratio is at least 98%.

7. Method according to claims 1-6, characterized in that the pressurized gas is the same as that of the gaseous phase of the foam.

8. Method according to claims 1-7, characterized in that the pressurized gas is selected from the group of nitrogen, air and gaseous hydrocarbons.

9. Method according to claims 1-8, characterized in that the foam is an aqueous foam.

10. Method according to claim 9, characterized in that the liquid phase of the foam contains about 1-15 vol.% of foaming agent.

11. Method according to claim 10, characterized in that the liquid phase of the foam contains about 3-10 vol. % of the foaming agent.

12. Method according to claims 1-11, characterized in that it includes the further step that a pressurized foam is injected into the pipeline where the foam contains a treatment agent to displace residual foam left in the pipeline, and that the foam is then allowed to decompose in the pipeline to deposit the treatment agent inside the pipeline either on the pipeline wall or in solution with possible liquids remaining there.

13. Method according to claim 12, characterized in that the treatment agent includes at least one of methanol, isopropyl alcohol and corrosion inhibitors.

14 . Method according to claim 13, characterized in that the pressurized foam contains a treatment agent which has a liquid phase containing at least about 75 vol. % of the treatment agent.

15 . Method according to claim 13 or claim 14, characterized in that the pressurized foam contains a treatment agent with a liquid phase containing about 95 vol.9c of the treatment agent.