NO872553L - Fortrengning av frie fluidansamlinger i rledninger. - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører fortrengning av frie fluidansamlinger som er igjen i hovedsakelig horisontale partier av rørledninger.

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.

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.

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.

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.

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-

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;

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

av laget av nevnte skum og for å bevirke masseoverføring av skummingsmiddelet fra nevnte skum til nevnte fluid;

å avslutte injisering av skummet; og

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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;

fig. 2 illustrerer skjematisk en installasjon for lokalisering på hovedplattformen for å tilføre trykkskum til gassløfteledningen for avvanning av denne;

fig. 3 illustrerer grafisk trykket i gassløftledningen ved hovedplattformenden under en første vanndig skumbehandlIng;

fig. 4 illustrerer grafisk trykket i gassløftledningen ved hovedplattformenden under en andre vannskum-behandling;

fig. 5 Illustrerer grafisk trykket registrert ved boremalenden av gassløftledningen under vann-skumbehandling;

fig. 6 illustrerer grafisk trykket registrert ved hver ende av gassløftledningen under en metanolskumbehandling; og,

fig. 7 illustrerer grafisk trykkene regfistrert under

oppstartingsprosedyren for gassløfting.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Eksempel

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.

Gassløftrørledningen er en multidiameterrørledning. Den følgende tabell gir eksempler på diametervariasjoner av denne;

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.

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.

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.

Fase 1 - nitrogenrensing

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

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

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.

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.

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.

Fase 2 - vanndig skumbehandling

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Trykkresponsen ved boremalenden av gassløftledningen, viser begrensningen i strømning forårsaket av struperne tydeligere.

Fig. 5 er en kurve over registrerte verdier og en klar endring i gradienten vises som ville være forventet med en endring i fase.

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.

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.

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%,

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.

Oppsummering av fase 2 parametere

( Vanndlg skumbehandling)

De første pumpetrykk for skummene var 1,38 MPa, men variable i respons til systemytelsen. Omgivelsestemperaturen for rørledningen var 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.

Totalt var behandlingen vellykket og gassløftledningen var i det vesentlige fritt for vannmasse.

Fase 3 - metanolskumbehandling

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.

Ingen trykkstigning ble merket ved boremalsenden inntil skummet ankom. Fig. 6 viser trykkresponsene.

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.

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.

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.

Summering av metanolskumparametere

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Under forløpet startet gassløfting ved de følgende beting-elser :

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.

Claims (15)

1. Fremgangsmåte for behandling av en rørledning som inneholder en restmengde fluid i et hovedsakelig horisontalt avsnitt eller i flere avsnitt, for å fortrenge restfluidet derfra,karakterisert vedat et trykksatt, høyekspanderende skum injiseres i rørledningen hvor skummet har en høy gjenskummingsevne og er kompatibelt med fluidet i rørledningsavsnittet eller avsnittene, og at skummet inneholder en mengde skummingsmiddel over en minimumsmengde som kreves for å generere skummet; at skummet fremføres gjennom de eller hver av rørledningsav-snittene i kontakt med et lag av fluidet etterlatt deri for å fortrenge laget mot en fjerntliggende ende av rørledningen ved innblanding forårsaket av friksjonsmessig opphenting av laget ved skummet, og at masseoverføring av skummingsmiddelet bevirkes fra skummet til fluidet; at inji sering av skummet avsluttes; og at en trykksatt gass innføres i rørledningen for å skape turbulens i fluidet som inneholder skummingsmiddelet, som etterlates i det eller hvert av rørledningsavsnittene som bevirker skumming av fluidet inne i rørledningen og at en vesentlig andel av skummet etterlatt i rørledningen fortrenges fra en avstandsbeliggende ende av rørledningen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisertved at minst noe av massen av fluidet i rørledningssek-sjonen eller seksjonene fortrenges ved injisering av nevnte skum inn i rørledningen for å etablere en tverrgående skum/fluidgrenseflate som fremføres gjennom rørledningen ved eller over en minimumshastighet nødvendig for å opprettholde grenseflaten for derved å fortrenge massen av nevnte fluid fra nevnte avstandsliggende ende av rørledningen som etterlater nevnte restmengde av fluidet i rørledningen som behandles som forannevnt.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,karakterisertved at grenseflaten fremføres ved en hastighet på omkring 0,9-4,6 m/s.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisertved at grenseflaten fremføres ved en hastighet av minst 1,5 m/s.

5 . Fremgangsmåte ifølge krav 1-4,karakterisertved at gass/væskeforholdet (i volum) av skummet er minst 75#.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 5,karakterisertved at forholdet er minst 98%.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1-6,karakterisertved at den trykksatte gass er den samme som den av den gassformige fase av skummet.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 1-7,karakterisertved at trykkgassen er valgt fra gruppen nitrogen, luft og gassformige hydrokarboner.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 1-8,karakterisertved at skummet er et vanndig skum.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 9,karakterisertved at væskefasen av skummet inneholder omkring 1-15 wol.% av skummingsmiddel.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,karakterisertved at væskefasen av skummet inneholder omkring 3-10 vol. % av skummingsmiddelet.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 1-11,karakterisertved at det innbefatter det ytterligere trinn at et trykksatt skum injiseres i rørledningen hvor skummet inneholder et behandlingsmiddel for å fortrenge restskum etterlatt i rørledningen, og at skummet deretter tillates å dekomponere i rørledningen for å avsette behandlingsmiddelet inne i rørledningen enten på rørledningsveggen eller i oppløsning med mulige væsker som er gjenværende der.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,karakterisertved at behandlingsmiddelet innbefatter minst en av metanol, iso-propyl alkohol og korrosjonsinhibitorer.

14 . Fremgangsmåte ifølge krav 13,karakterisertved at det trykksatte skum inneholder et behandlingsmiddel som har en væskefase som inneholder i det minste omkring 75 vol. % av behandlingsmiddelet.

15 . Fremgangsmåte ifølge krav 13 eller krav 14,karakterisert vedat det trykksatte skum inneholder et behandlingsmiddel med en væskefase som inneholder omkring 95 vol.9c av behandlingsmiddelet.