Способ защиты трубопроводов для углеводородов

СПОСОБ ЗАЩИТЫ ТРУБОПРОВОДОВ ДЛЯ УГЛЕВОДОРОДОВ Изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5 А до 35 А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период t часов, при этом t = (pd)/n, гдеd представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а n представляет собой число от 10 до 400. 016870 Изобретение относится к усовершенствованиям, относящимся к способам защиты трубопроводов для углеводородов, в частности трубопроводов в подводных системах добычи, в течение периодов, когда не реализуется обычный углеводородный поток, например, во время ввода в эксплуатацию или во время остановки, в частности, путем борьбы с образованием газового гидрата. Приток к скважине от углеводородного пласта содержит воду в газообразной или жидкой форме. При высоких давлениях и низких температурах вода может образовывать твердые вещества, в которых заперты углеводороды с низкой молекулярной массой, т.е. углеводороды, которые при нормальных условиях (н.у.) являются газообразными. Один кубический метр такого твердого вещества может захватывать приблизительно 180 кубических метров (при н.у.) газа. Такие вещества обычно называют "газовыми гидратами" или просто "гидратами" и в дальнейшем будем их называть "гидратами". Для подводной системы добычи самое низкое значение температуры морской воды, окружающей трубопровод (например, "трубопровод" или "выкидную линию") от устья скважины до поверхности воды, обычно составляет приблизительно 4 С. При данной температуре гидраты обычно образуются при давлении приблизительно 10 бар (1 МПа). Так как давление в углеводородном потоке через трубопровод обычно многократно превышает данное значение, образование гидрата, который может закупорить трубопровод, представляет большую опасность. Температуры, при которых происходит образование гидрата, могут быть достигнуты, если углеводородный поток уменьшен или остановлен, что приводит к охлаждению углеводорода ниже температуры, при которой происходит образование гидрата, или если путь потока настолько длинный, что такое охлаждение неминуемо произойдет. Если происходит блокирование подводного трубопровода из-за закупоривания гидратом, не только прекращается добыча углеводородов, но и разблокирование весьма проблематично. Как было упомянуто выше, один кубический метр гидрата захватывает приблизительно 180 кубических метров газа при н.у. таким образом, простой нагрев заблокированного участка трубопровода может вызвать скачок давления,который может быть опасным или разрушающим. Из-за серьезных последствий блокирования установившейся практикой является защита текучей среды в длинных (например, 40 км или более) подводных трубопроводах от образования гидрата непрерывным введением в устье скважины ингибиторов гидрата,таких как метанол или моноэтиленгликоль; или введением таких ингибиторов всякий раз, когда это возможно, если происходит непредвиденная остановка в более коротких трубопроводах. Однако такие ингибиторы не только дороги, но они также снижают отпускную цену, загрязняя добываемый углеводород. Там, где углеводород добывают со дна моря через высокую, вертикально вытянутую (например,500 м и более) жесткую водоотделяющую колонну или через гибкую водоотделяющую колонну (в изгибах которой может скапливаться жидкость), проблема образования гидрата может быть особенно серьезной. Хотя образование гидрата является особенно трудным для решения в подводных системах добычи,конечно, оно в равной степени представляет проблему для наземных трубопроводов/выкидных линий в районах, где температура окружающей среды опускается ниже температуры образования гидрата. Эффективность изоляции обычно варьируется вдоль трубопровода от устья скважины до поверхности моря. Эффективность изоляции обычно выражают как коэффициент теплопередачи U, причем эффективность изоляции уменьшается при более высоких значениях U. Обычно значения U для перемычек или фланцевых соединений (компоненты трубопровода) могут в два раза или более превосходить значения U для выкидных линий (другие компоненты трубопровода). В результате, если поток останавливается, потери тепла в перемычках и фланцевых соединениях выше, чем в выкидных линиях, и, таким образом, область гидрата достигается быстрее, что повышает опасность образования гидрата в данных компонентах. Следовательно, когда добыча прекращается (либо по плану, либо неожиданно), важно избежать вхождения в область гидрата (т.е. ряда условий, при которых может происходить образование гидрата). Одним из основных способов достижения этого является снижение давления в трубопроводе, для того чтобы избежать на любом участке трубопровода возникновения условий температуры и давления, благоприятных для образования гидрата. В качестве альтернативы, в поток можно ввести ингибитор гидрата,такой как этиленгликоль. Возобновление потока также необходимо осуществлять с осторожностью, для того чтобы избежать создания условий температуры и давления, благоприятных для образования гидрата. Дополнительным вариантом избежания вхождения в область гидрата является поддержание температуры путем подведения тепла к трубопроводу, однако это требует наличия соответствующей системы обогрева. Таким образом, существует необходимость в улучшенных способах, которые могут предотвратить образование гидрата, например, образование пробки, в трубопроводах для углеводородов. Неожиданно заявителями было обнаружено, что введением азота в трубопровод при остановке (например, в пределах 1 ч от остановки) можно понизить опасность образования гидрата и можно расширить период времени, в течение которого можно успешно проводить профилактические действия, или можно устранить необходимость в дополнительных профилактических действиях. Таким образом, как видно из первого аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты тру-1 016870 бопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5 А до 35 А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период t часов, где t = (pd)/n,где d представляет собой протяженность трубопровода в км от места введения азота, а n представляет собой число от 10 до 400, предпочтительно, от 50 до 350. Как видно из дополнительного аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с на период t часов, где t = (pd)/n, где d представляет собой протяженность трубопровода в км от места введения азота, а n представляет собой число от 10 до 400, предпочтительно от 50 до 350. Как видно из еще одного дополнительного аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородов в течение периода уменьшенного углеводородного потока; указанный способ включает введение азота в указанный трубопровод в течение указанного периода при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с. Период уменьшенного углеводородного потока в способе по данному изобретению может представлять собой период перед началом углеводородного потока, например, во время ввода в эксплуатацию, или период запланированной или незапланированной остановки. В последнем случае, введение азота предпочтительно начинают незадолго до, в течение или вскоре после остановки (например, в пределах 1 ч от остановки) и/или перед пуском. Если требуется, в трубопроводе можно сбросить давление и, в таком случае, азот можно вводить при низком давлении, например, таком низком как 1 бар изб. (0,1 МПа изб.), например, от 1 до 20 бар изб. (от 0,1 до 2 МПа изб.). Однако обычно введение проводят при повышенном давлении, например, от 20 до 350 бар изб. (от 2 до 35 МПа изб.), особенно от 30 до 300 бар изб.(от 3 до 30 МПа изб.), в частности от 40 до 200 бар изб. (от 4 до 20 МПа изб.), наиболее часто от 50 до 100 бар изб. (от 5 до 10 МПа изб.). Период времени t предпочтительно составляет от 0,5 до 20 ч, особенно от 1 до 10 ч. Длина трубопровода для углеводородов, подвергаемого обработке согласно данному изобретению,может быть любой, но обычно она составляет до 200 км, предпочтительно до 50 км, особенно до 20 км,например от 1 м до 20 км. Трубопровод, подвергаемый обработке согласно данному изобретению, может представлять собой традиционный трубопровод или выкидную линию, может представлять собой, или включать, любой компонент трубопровода от устья скважины до конечной зоны, например, скважины, опорные донные плиты, перемычки, фланцевые соединения, водоотделяющие колонны, подводное технологическое оборудование, надводное оборудование, прибрежное оборудование, разделительные баки и другие резервуары между скважиной и конечной зоной и т.д. Обработку согласно данному изобретению обычно проводят только тогда, когда температура окружающей среды вокруг трубопровода (или любой его части) такова, что может происходить образование гидрата. В способе по данному изобретению давление предпочтительно составляет от 50 до 200 бар (от 5 до 20 МПа), значение (pd)/t составляет предпочтительно от 100 до 200, значение pd составляет предпочтительно менее 2000, а значение r составляет предпочтительно от 0,5 до 50 кг/с (наиболее предпочтительно, от 1 до 30 кг/с). Там, где способ по данному изобретению применяют для обработки относительно малого участка трубопровода, например, опорной донной плиты, перемычки, фланцевого соединения,очистного оборудования и т.д., азот можно применять при относительно низких скоростях, например, от 0,1 до 5 кг/с, предпочтительно от 0,5 до 2 кг/с. Углеводород, обычно текущий в трубопроводе, предпочтительно представляет собой природный газ, который обычно содержит некоторое количество воды. Трубопровод как правило имеет внутренний диаметр от 0,5 до 40 дюймов (от 1,27 до 101,6 см), и более типично имеет внутренний диаметр от 5 до 30 дюймов (от 12,7 до 76,2 см). В способе по данному изобретению направление углеводородного потока представляет собой направление, в котором углеводород течет при нормальной эксплуатации. Азот, чистота которого предпочтительно составляет по меньшей мере 90 мол.%, предпочтительно содержит менее 10 мол.% кислорода, особенно предпочтительно менее 5 мол.%, наиболее часто менее 2 мол.%. Применение азота для замедления образования гидрата таким способом является парадоксальным,т.к. он сам по себе способен образовывать гидраты. Давление и скорость потока азота следует контролировать и регулировать, для того чтобы гарантировать, что образование гидрата не происходит. Обычно азот добавляют в таких количествах, что до 100 мол.% текучей среды внутри трубопровода непосредственно за местом введения газа представляет собой азот. Желательно, чтобы данное значение составляло по меньшей мере 25 мол.%, более предпочтительно-2 016870 по меньшей мере 40 мол.%, особенно по меньшей мере 60 мол.%, главным образом, по меньшей мере 80 мол.%, например до 99 мол.%, более предпочтительно до 95 мол.%. Тем не менее желательно, чтобы та доля потока текучей среды, которая содержит азот, была горючей и, соответственно, добавленное количество можно было поддерживать на уровне, который позволяет добавлять данный или альтернативный углеводород (например, метан, природный газ и т.д.) в поток текучей среды после введения азота, для того чтобы понизить относительную концентрацию газообразного азота. Конечно, такое введение углеводорода следует производить в точке, где нет опасности образования гидрата, или после возобновления потока после сброса давления. Способ по данному изобретению особенно пригоден для применения для подводных скважин, в частности, для предотвращения образования гидрата в одном или более компонентов в трубопроводе от устья скважины до участка над поверхностью воды, особенно в перемычках (соединениях устья скважины с манифольдом или опорной донной плитой), манифольде, опорной плите, фланцевых соединениях(раздвижных соединениях внутри трубопровода), выкидных линиях и как гибких, так и жестких водоотделяющих колоннах. Его также можно применять внутри участков скважины, где температура окружающей среды близлежащего пласта достаточно низкая для того, чтобы позволить образование гидрата(например, до приблизительно 100 м ниже уровня дна) и в надводных участках трубопровода. Способ по данному изобретению также можно преимущественно применять в участке кольцевого пространства конструкции скважины. Обычно давление в кольцевом пространстве регулируют, применяя метанол или гликоль. Применение азота как описано здесь предлагает альтернативное решение. Таким образом, любую утечку притока к скважине в кольцевое пространство выпускного трубопровода можно замедлить азотом. Другое преимущество применения азота состоит в том, что он будет более эффективно приспосабливаться к тепловым объемным расширениям, чем жидкость, заполняющая кольцевое пространство выпускного трубопровода. В случае незапланированной остановки азот предпочтительно вводят в одном или более местах вдоль трубопровода, особенно предпочтительны места перед одной или более перемычек, опорных донных плит, манифольдов, фланцевых соединений или водоотделяющих колонн, до, в течение или после сброса давления. Таким образом, введение азота служит продлению времени охлаждения для участков трубопровода с высокими значениями U, т.е. участков с особой опасностью образования гидрата. Время охлаждения (ВО) является одним из ключевых конструктивных параметров и представляет собой время,за которое данная конструкция достигнет условий образования гидрата, начиная от производственных условий. Требования к времени охлаждения зависят от месторождения, но обычно являются более строгими для глубоководных, чем для мелководных применений. Добавление азота понижает равновесную температуру гидрата, автоматически продлевая время охлаждения и предоставляя больше времени для осуществления мер контроля за гидратом. Таким образом, применение способа по данному изобретению является альтернативной возможностью понизить требования к изоляции компонентов трубопровода и,следовательно, снизить их стоимость. Во время запланированных или незапланированных остановок введение азота также можно применять для снижения необходимости в сбросе давления в изначально свободных от гидрата участках трубопровода. Так, например, для обычных условий эксплуатации, где углеводородный поток имеет температуру 18 С, а температура окружающей морской воды составляет от 4 до 5 С, остановка должна повлечь за собой сброс давления с 200 бар (20 МПа) до приблизительно 10 бар (1 МПа). Если азот добавляют до концентрации приблизительно 60 мол.%, то будет достаточным сброс давления до приблизительно 20 бар (2 МПа), тогда как при добавлении азота до концентрации приблизительно 90 мол.% может быть достаточным сброс давления до приблизительно 50 бар (5 МПа). На введение азота можно относительно просто влиять, обеспечив трубопровод с клапаном от источника азота до требуемых мест введения на трубопроводе или внутри скважины. Желательно осуществлять тепловую изоляцию таких трубопроводов и, может быть, желательно нагревать азот перед введением, например, при прохождении к месту введения. Обычно азот можно вводить из генератора азота или резервуара азота (например, резервуара для жидкого или сжатого азота). Введением может управлять оператор; однако в общем случае желательным будет автоматическое введение, т.е. введение под управлением компьютера в ответ на сигналы датчиков потока. В большинстве случаев азот вводят при обычном давлении в закрытой скважине, например от 50 до 250 бар (от 5 до 25 МПа). В качестве альтернативы, азот можно вводить в трубопровод, в котором давление частично или полностью сброшено, в таком случае может быть достаточным более низкое давление введения. В любом случае трубопровод от источника газа до точки введения в трубопровод обычно снабжают насосами и/или компрессорами. Там, где азот применяют во время сброса давления, добавляемое количество и скорость, с которой его добавляют, следует подбирать сообразно профилю сброса давления и параметрам изоляции трубопровода, для того чтобы гарантировать, что условия давления и температуры не станут благоприятными для образования гидрата. Также, во время повторного повышения давления обычно желательно добавлять азот и аналогичным образом подбирать добавляемое количество к профилю повторного повышения давления. Во многих случаях может быть желательным промывание трубопровода (например, от устья-3 016870 скважины или других выбранных участков) азотом перед возобновлением углеводородного потока. Кроме того, может быть желательным добавление химического ингибитора (например, гликоля) в углеводород во время повторного повышения давления. Одними из особых участков трубопровода, в котором применение способа по данному изобретению особенно благоприятно, являются водоотделяющие колонны, где требуется газлифт. Газлифт применяют для передачи жидкости наверх в высоких глубоководных водоотделяющих колоннах. При сбросе давления остаточная текучая среда в таких водоотделяющих колоннах может создавать давление, которое намного выше давления, при котором в условиях температуры окружающей среды происходит образование гидрата у основания водоотделяющей колонны. При нормальной эксплуатации газ (обычно природный газ) вводят в углеводородный поток у основания водоотделяющей колонны или вблизи него, для того чтобы передать жидкость наверх и из водоотделяющей колонны. В способе по данному изобретению до, во время или после сброса давления газлифтный газ можно заменить на азот,для сведения к минимуму возможности сохранения достаточного количества жидкости в водоотделяющей колонне, которая приводит к образованию гидрата, когда сброс давления завершается. До и во время повторного повышения давления водоотделяющую колонну также можно промывать азотом. Особенно предпочтительно поддерживать поток азота в водоотделяющей колонне во время остановки. Такое применение способа по данному изобретению особенно полезно в водоотделяющих колоннах, имеющих протяженность по вертикали 100 м или более, главным образом 250 м или более, особенно 500 м или более. Данное изобретение также предлагает устройство для осуществления способа по данному изобретению. Как видно из этого аспекта, данное изобретение предлагает устройство для передачи углеводородов, включающее трубопровод для углеводородного потока, включающий впускной клапан для углеводородов и выпускной клапан для углеводородов, источник газообразного ингибитора и оснащенный клапаном трубопровод для ингибитора от указанного источника до впускного отверстия в указанном трубопроводе, указанный трубопровод для ингибитора можно снабдить насосом. Компоненты устройства по данному изобретению могут включать любой из компонентов, встречающихся в трубопроводе для углеводородов от ствола углеводородной скважины до участка над поверхностью воды. Особенно желательно снабдить трубопровод для углеводородов впускными отверстиями, клапанами и выпускными отверстиями для азота во множестве мест вдоль его длины, для того чтобы можно было выбрать по желанию участок трубопровода для обработки согласно способу по данному изобретению,т.е. для того чтобы можно было обработать ограниченный объем трубопровода, если требуется. Промывание азотом, например, с применением рассмотренных выше параметров, можно применять для защиты трубопровода для углеводородного потока перед началом добычи (т.е. углеводородного потока), например, во время ввода в эксплуатацию или первого запуска. Это образует дополнительный аспект данного изобретения и применимо даже для крайне длинных трубопроводов, например до 2000 км,особенно, до 1000 км. Как видно из этого аспекта, данное изобретение предлагает способ защиты трубопровода для углеводородного потока, включающий промывание указанного трубопровода азотом перед началом углеводородного потока. Теперь изобретение будет проиллюстрировано со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 представляет собой фазовую диаграмму системы гидрат и газ (или углеводород) / вода при различных уровнях содержания азота (линии представляют собой, соответственно, кривые равновесия гидрата при (1) 100 мол.% азота; (2) 95 мол.% азота; (3) 90 мол.% азота; (4) 80 мол.% азота; (5) 60 мол.% азота; (6) 40 мол.% азота; (7) 20 мол.% азота; и 1,5 мол.% азота); и фиг. 2 представляет собой схематический чертеж подводной углеводородной скважины, оборудованной для осуществления способа по данному изобретению. Из фиг. 1 можно видеть, что при увеличении содержания азота в углеводородном потоке до 80 мол.% (например), равновесное давление гидрата при 4 С возрастает от приблизительно 4 бар (0,4 МПа) до приблизительно 30 бар (ЗМПа) (для применяемой углеводородной смеси). На фиг. 2 изображена платформа 1 на уровне моря, связанная с устьями скважин 2 на дне моря через трубопровод 3. Платформа 1 снабжена генератором 4 азота и трубопроводом 5 для азота, оборудованным насосом 6 и клапанами (не показаны). Устья скважин 2 соединены перемычками 7 с опорной донной плитой 8. Опорная донная плита 8 через фланцевое соединение 9 связана с выкидной линией 10. Выкидная линия 10 через фланцевое соединение 11 связана с жесткой водоотделяющей колонной 12. Углеводородный поток из жесткой водоотделяющей колонны 12 подают в резервуар 13 на поверхности. До, во время или после сброса давления или до или во время повторного повышения давления азот из генератора 4 можно вводить в трубопровод 3 до перемычек 7 и фланцевых соединений 9 или 11 или в качестве газлифтного газа в основание водоотделяющей колонны 12.-4 016870 ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ защиты трубопровода для углеводородов от образования гидрата, при котором в период уменьшенного углеводородного потока в указанный трубопровод вводят азот при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 1,5 А до 35 А кг/с (где А представляет собой площадь внутреннего поперечного сечения трубопровода в кв. метрах) на период t часов, при этом t = (pd)/n, где р представляет собой давление, при котором вводят азот, в барах, d представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а n представляет собой коэффициент величиной от 10 до 400. 2. Способ защиты трубопровода для углеводородов от образования гидрата, при котором в период уменьшенного углеводородного потока в указанный трубопровод вводят азот при давлении р от 1 до 350 бар изб. (от 0,1 до 35 МПа изб.) и со скоростью от 0,1 до 50 кг/с на период t часов, при этом t = (pd)/n,где р представляет собой давление, при котором вводят азот, в барах, d представляет собой протяженность трубопровода в километрах от места введения азота, а n представляет собой коэффициент величиной от 10 до 400. 3. Способ по п.1 или 2, где значение pd составляет менее 2000. 4. Способ по любому из пп.1-3, где в случае, если при остановке давление в трубопроводе таково,что значение pd превышает 2000, давление снижают для того, чтобы понизить значение pd до 2000 или ниже. 5. Способ по любому из пп.1-4, где введение азота осуществляют в пределах 1 ч от начала периода уменьшенного углеводородного потока. 6. Способ по любому из пп.1-5, где значение (pd)/t составляет от 100 до 200. 7. Способ по любому из пп.1-6, где указанная скорость составляет от 0,5 до 50 кг/с. 8. Способ по любому из пп.1-7, где указанная скорость составляет от 1 до 30 кг/с. 9. Способ по любому из пп.1-8, где чистота азота составляет по меньшей мере 90 мол.%. 10. Способ по любому из пп.1-9, где углеводород представляет собой природный газ. 11. Способ по любому из пп.1-10, где азот вводят при температуре окружающей среды снаружи указанного трубопровода, которая ниже равновесной температуры гидрата для давления внутри трубопровода и содержимого трубопровода, например ниже 30 С, в более общем случае ниже 18 С, особенно ниже 5 С.