CN101802347A - 管理水下出油管中的水合物的方法 - Google Patents

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Abstract

提供的是管理水下生产系统中水合物的方法。该生产系统包括主生产设施、控制管缆、至少一个水下生产井和单条出油管。该方法一般包括从至少一个水下生产井并且经过出油管生产烃流体，然后关闭出油管。此外，该方法包括使出油管降压的步骤，以充分降低采出烃流体中溶解气溶度，然后对出油管重新加压以促使在出油管内游离气相中剩余的任何气体返回到溶液中。该方法包括通过移动来自在管缆线内的服务线的顶替液并且进入出油管，顶替出油管中的采出液。顶替液优选地包括具有低剂量水合物抑制剂(LDHI)的烃基流体。

Description

管理水下出油管中的水合物的方法
相关申请的交叉引用
本申请要求在2007年9月25日提交的美国临时专利申请第60/995,134号的权益。
发明背景
发明领域
本发明的实施方式一般涉及水下生产作业领域。本发明的实施方式进一步涉及管理在水下生产设施如出油管线中的水合物形成的方法。
发明背景
三分之二以上的地球被海洋覆盖。随着石油工业继续寻找烃，发现越来越多未开发的油气层位于海洋下面。这样的储层被称为“海洋”储层。
用于从海洋储层生产烃的典型系统利用位于海底上的烃-生产井。生产井被称为“生产井”或“水下生产井”。所生产的烃被运输至主生产设施。生产设施位于海洋表面或直接位于岸上。
生产井经由管系统与主生产设施流体连通，所述管系统将来自海底上的水下井的烃运输至主生产设施。这种管系统一般包括跨接线、出油管道和立管的汇集。跨接线在工业上一般是指位于水体底面上的管线部分。它们将各井口连接到中央管汇上。出油管道也位于海底上，并且将采出液从该汇管运输到立管。立管是指从海底延伸，穿过水柱并且到达主生产设施的出油管部分。在许多情况中，立管的顶部由浮筒支撑，所述浮筒然后连接到用于将来自立管的采出液传递至生产设施的柔性软管。
远距离海上井的钻井和维护是昂贵的。在降低钻井和维护费用的努力中，远程海上井时常组合地进行钻井。一组以成簇水下井布置的井有时被称为“水下井场”。水下井场通常包括完井而用于在一个并且有时多个“生产层”生产的生产井。此外，井场有时将包括一个或多个注射井，以有助于保持水驱油藏和气体膨胀驱动油藏的原位压。
远程海上井的分组促进采出液聚集进入本地生产管汇。来自成簇井的流体穿过跨接线被传递至管汇。从管汇，采出液可穿过出油管道和立管被一起传递到主生产设施。对于深水中的井场，收集设备一般是浮式生产储油和卸油装置或“FPSO”。FPSO充当收集和分离设备。
海上生产作业面临的一个挑战是确保流动。在生产期间，采出液一般将包括下列的混合物：原油、水、轻质烃气体(如甲烷)和其它气体如硫化氢和二氧化碳。在一些情况中，固体物质如砂可与流体混合。夹带在采出液中的固体物质通常可能在“关井”即生产停止期间被沉积，并且需要去除。
值得同样关注的是，温度、压力和/或化学组成沿着管线的变化可引起其它物质如甲烷水合物、蜡或水垢在流动管线和立管内表面上的沉积。这些沉积物需要定期去除，因为这些物质的堆积可减少管线尺寸并限制流动。
水合物通过水与天然气和相关液体以85摩尔％水比15％烃的比例接触而形成。当烃和水在合适的温度和压力下诸如在井、出油管线或阀中存在时，可形成水合物。烃变成禁闭在冰状固体中，所述冰状固体不流动但迅速生长并且聚集成可阻塞出油管线的大小。水合物形成最常发生在处于相对低的温度和升高的压力下的水下生产管线中。
深水环境的低温和高压使得水合物作为气水组成的函数形成。在水下管线中，水合物块通常在烃-水界面上形成，并且随着流动将它们向下游推动而聚集。所得多孔水合物塞具有传输一定程度的气体压力的不寻常能力，同时充当液体流动障碍。气体和液体有时都可通过该塞传输；然而，较低的粘度和表面张力有利于气体的流动。
期望的是通过使水合物形成最小化而在每次清洗之间维持确保流动。用于水合物塞去除的一个海上工具是管线系统的减压。传统地，减压在存在较低的含水量的情况下是最有效的。然而，减压方法有时妨碍几周的正常生产。在较高的含水量下，可能需要气举程序。此外，当井在线放回时水合物可迅速再形成。
最常见的深水水下管线布置依赖于用于水合物控制的两条出油管。在未计划的停工事件中，采用清管器，用脱水脱气原油顶替生产出油管线和立管中的采出液。顶替是在采出液(其通常是未处理的或者“未抑制的”)冷却到水合物形成温度以下之前完成的。这防止在出油管上产生水合物堵塞。该清管器被投入到一条出油管中，用脱水脱气原油驱动出来，到达生产管汇，并且通过第二出油管促使其返回至主设施。
双出油管作业对于大型安装来说是可行的。然而，对于相对小的设备来说，第二出油管的成本可能是抑制性的。
还熟知的是，使用甲醇或者与水合物管理作业相关的其它合适的水合物抑制剂。在这方面，大量甲醇可被泵到顶替液体和清管器前面的出油管中。将甲醇顶替出服务线并且进入顶替液之前的出油管中，这有助于确保在出油管中任何没有被顶替出该出油管的未抑制的采出液将受到甲醇抑制。然而，该方法一般需要大量甲醇储存在生产设施上。需要改进的水合物管理方法。
其它相关信息可在下列文件中找到：美国专利第6,152,993号；第6,015,929号；第6,025,302号；第6,214,091号；普通转让的国际专利申请公布第WO2006/031335号，其在2005年8月11日提交；美国申请第11/660,777号；和美国临时专利申请第60/995,161号。
发明概述
提供的是管理水下生产系统中水合物的方法。所述系统具有生产设施、用于从生产设施传递顶替液的控制管缆、至少一个水下生产井和用于将采出液传递至生产设施的单条出油管。所述方法包括从至少一个水下生产井并且经过单条出油管生产烃流体，然后关闭来自水下井和出油管的采出液流。该方法还包括使出油管降压以充分降低采出烃流体中的溶解气溶度，然后对出油管重新加压以促使在出油管内游离气相中剩余的任何游离气体返回到溶液中。对出油管重新加压的步骤优选地通过将顶替液泵到控制管缆和出油管中来实现。此外，该方法包括顶替出油管中的采出液。这可通过将来自该管缆线内的服务线的顶替液移动并且进入出油管来进行。
顶替液优选地包括烃基流体，其具有低剂量水合物抑制剂(LDHI)。一方面，顶替液基本上没有轻质烃气体。优选地，顶替液包括脱气原油、柴油或其组合，连同LDHI抑制剂。优选地，顶替液被注入到控制管缆中的服务线中。
顶替采出液的步骤可包括将顶替液以服务线所最大允许的速度注入到服务线中。例如，顶替采出液的步骤可包括将顶替液以5,000至9,000bpd(每天桶数)的速度注入到服务线中。在任何一方面，顶替采出液的步骤可在顶替液之前没有使用清管器的情况下进行。
一方面，LDHI是动力学水合物抑制剂。非限制性实例包括聚乙烯己内酰胺和聚异丙基甲基丙烯酰胺。另一方面，LDHI是防聚剂。非限制性实例包括十六烷基三丁基溴化鏻、十六烷基三丁基溴化铵和双十二烷基二丁基溴化铵。
该方法可进一步包括在采出液从出油管被顶替时监测采出液以评测水含量和气相的步骤。可选地，或者额外地，该方法可包括从出油管进一步顶替采出液，以促使采出液从出油管到达生产设施直至基本上所有水含量被去除。此外，该方法还可包括从出油管进一步顶替采出液，以促使基本上所有采出液从出油管到达生产设施，使出油管充满顶替液和LDHI。
可重复某些步骤。例如，该方法可进一步包括重复减压步骤，重复重新加压步骤和重复顶替步骤。不论这些步骤是否重复，该方法可进一步包括在顶替液已经泵送经过出油管后生产烃流体。因此，采出液的流动被从水下井重新启动，穿过单条出油管，并且到达生产设施。此后，采出液可被传输到岸上。
可以理解，生产设施可以具有任何类型。例如，生产设施可以是浮式生产、储油和卸油装置(″FPSO″)。可选地，生产设施可以是靠岸或岸上的船状收集装置或生产设施。
还可理解，水下生产系统可包括其它部件。例如，水下生产系统可具有管汇和管缆终端组件。管汇提供采出液的水下收集点，而管缆终端组件提供注射化学物质的水下连接。控制管缆可包括第一管缆部分，其将生产设施与管缆终端组件连接，和第二管缆部分，其将管缆终端组件与管汇连接。
附图简述
为了更好地理解本发明的特征，在此附上某些图、表和图表。然而，应当注意，所述图仅仅图解说明了选出的本发明的实施方式，并且因此不被认为限制了范围，因为本发明可采取其它等效实施方式和应用。
图1是利用单条出油管和辅助性管缆的水下生产系统的透视图。该系统处于生产中。
图2是示范在一种实施方式中进行本发明的水合物管理方法的步骤的流程图。
图3是图1的水下生产系统的局部示意图。可看到辅助性管缆和出油管。
图4是图1的生产系统的另一示意图。也可看到辅助性管缆和出油管。连接辅助性管缆和出油管的阀被打开，以便采出液可被顶替。
图5是图1的生产系统的又一示意图。也可看到辅助性管缆和出油管。连接辅助性管缆和出油管的阀保持打开。采出液已经基本上被顶替。
图6是说明在顶替期间出油管中水含量作为顶替速度的函数的图。
图7是比较在顶替期间出油管中水相含量和气相含量作为时间的函数的图。
具体实施方式详述
定义
如本文所用，术语“顶替液(displacement fluid)”是指顶替另一流体的流体。优选地，顶替液没有烃气体。非限制性实例包括脱气原油和柴油。
术语“管缆(umbilical)”是指包含更小管线集合的任何管线，其包括至少一种用于传递工作流体的服务线。“管缆”还可被称为集成管束(管缆线，umbilicalline)或控制电缆(umbilical cable)。工作流体可以是任何化学处理剂如水合物抑制剂或顶替液。管缆一般将包括另外的管线，如水力管线和电缆。
术语“服务线(service line)”是指管缆内的任何管道。服务线有时被称为管缆服务线或USL。服务线的一个实例是注入管道，其用于注入化学试剂。
术语“低剂量水合物抑制剂”或“LDHI”是指防聚剂和动力学水合物抑制剂。它旨在包括任何非热力学水合物抑制剂。
术语“生产设施”是指任何用于接收所生产的烃的设施。生产设施可以是位于水下井场的船状容器、位于水下井场上方或附近的FPSO容器(浮式生产、储油和卸油装置)、近岸分离设施或岸上分离设施。同义术语包括“主生产设施(hostproduction facility)”或“收集设施”。
术语“回接”、“回接管线”和“立管”以及“出油管”在本文中互换使用，并且意欲是同义的。这些术语是指用于将采出烃运输至生产设施的任何管结构或管线集合。出油管可包括，例如立管、出油管道、浅管和水面软管。
术语“出油管”是指立管和用于将采出液运输至生产设施的任何其它管道。出油管可包括，例如水下出油管和柔性跨接线。
“水下生产系统”是指放置在海洋水体中的生产设备组件。海洋水体可以是海洋环境，或者它可以是，例如淡水湖。类似地，“水下”包括海洋水体和深水湖。
“水下设备”是指作为水下生产系统的一部分、靠近海洋水体底部放置的任何项目的设备。
“水下井”是指靠近海洋水体底部如海底具有采油树的井。“水下采油树”则是指放置在水体中井口上方的任何阀集合。
“管汇”是指任何项目的水下设备，其从一个或多个水下采油树收集采出液，并且将那些液体直接地或者通过跨接线传递至出油管。
“受抑制的”是指采出液已经与化学抑制剂混合或者以另外的方式暴露于化学抑制剂，所述化学抑制剂用于抑制包括天然气水合物在内的气体水合物的形成。相反，“不受抑制的”是指采出液没有与化学抑制剂混合或者以另外的方式暴露于化学抑制剂，所述化学抑制剂用于抑制气体水合物的形成。
选择的具体实施方式的描述
图1提供水下生产系统10的透视图，其可被用于从地下海洋储层生产烃。系统10采用单条出油管，其包括立管38。油、气和通常情况下的水——被称为采出液——通过生产立管38被开采。在例证性系统10中，生产立管38为8英寸绝缘出油管。然而，可以使用其它尺寸。给生产立管38提供热绝缘，以维持生产流体更热的温度并且抑制生产期间水合物形成。优选地，生产出油管道防止在关闭状态期间在最少20小时的冷却期间水合物形成。
生产系统10包括一个或多个水下井。在该布置中，显示的是三个井12、14和16。井12、14、16可包括至少一个注入井和至少一个生产井。在该例证性系统10中，井12、14、16都是生产井，由此形成生产簇。
[0047]井12、14、16的每一个具有位于海底85上的水下采油树15。采油树15将采出液传递至跨接线22或短出油管道。跨接线22将采出液从生产井12、14、16传递至管汇20。管汇20是一种地下设备，其由阀和管道组成，以便收集和分配流体。从生产井12、14、16生产的流体通常在管汇20混合，并且从井场穿过水下出油管道24和立管38输出。出油管道24和立管38一起提供单条出油管。
生产立管38回接到生产设施70。生产设施——也被称为“主设施”或“收集设施”——是收集采出液的任何设施。生产设施可以是例如海洋中能自推进的船状容器。生产设施可选地可被固定到陆地上并且位于岸边或直接位于岸上。然而，在例证性系统10中，生产设施70是停泊在海洋中的浮式生产、储油和卸油装置(FPSO)。FPSO 70被显示位于海洋水体80如海洋中，其具有表面82和海底85。一方面，FPSO 70距离管汇20三(3)至十五(15)千米。
在图1的布置中，生产拖运器34被使用。任选的生产拖运器34将生产出油管道38与立管38连接。柔性软管(图1中未显示)可被用于促进立管38和FPSO 70之间流体的连通。
水下生产系统10还包括辅助性管缆42。辅助性管缆42表示集成的电力/水力控制管线。辅助性管缆线42一般包括向水下设备提供电力的导线。管缆42内的控制管线可携带液压流体，其用于控制各种水下设备如水下分配单元(″SDU″)50、管汇20和采油树15。这样的控制管线允许从水面启动阀、扼流圈、井下安全阀及其它水下部件。辅助性管缆42也包括化学试剂注入管道或服务线，其将化学抑制剂传送至海底，然后传递至水下生产系统10的设备。抑制剂被设计和提供，以便确保来自井的流动不受流动流中固体如水合物、蜡和水垢的形成的影响。因此，管缆42一般将包含多个管线，其被捆在一起以提供电能、控制、水力、光纤通信、化学试剂运输或其它功能。
辅助性管缆42在水下连接到管缆终端组件(″UTA″)40。从管缆终端组件40，管缆线44被提供，并且连接到水下分配单元(″SDU″)50。从SDU 50，浮动导线52、54、56分别连接到单个井12、14、16。
除了这些管线，单独的管缆线51可直接从UTA 40导向管汇20。化学试剂注入服务线(图1中未显示)被放置在服务管缆线42和51两者中。服务管线被设计成大小适于以泵送流体抑制剂接着泵送顶替液。在关闭期间以及在水合物管理作业期间，顶替液被泵送经过化学试剂管道、经过管汇20并且进入生产立管38，以便在水合物形成开始之前顶替所生产的烃流体。
顶替液可以是脱水且脱气的原油。可选地，顶替液可以是柴油。在任一情况下，另外的选择是在顶替液之前注入传统的化学抑制剂如甲醇、乙二醇或MEG。然而，由于所需的量大，这不是优选的。
应当理解，图1中所示的系统10的结构是例证性的。可以利用其它特征，用于从水下储层生产烃并且抑制水合物形成。例如，阀(在图3中以37显示)可在化学试剂管道和管汇20之间管线内放置，以提供与生产立管38的选择性流体连通。在一些实施方式中，系统10可进一步包括注水管线(未显示)。
图2是说明在一种实施方式中进行本发明的水合物管理方法200的步骤的流程图。方法200采用水下生产系统，如图1的系统10。系统10包括主生产设施、管缆线(或集成管束)、管汇、至少一个水下生产井和单条出油管。方法200使得能够经由管缆线内的注入管顶替来自该单条出油管的采出液。优选地，这是在没有使用热力学水合物抑制剂如甲醇的情况下进行的。
在一种实施方式中，方法200首先包括通过出油管生产烃流体的步骤。该生产步骤以方框210表示。关于生产速度、烃流体组成或任何海上作业参数，方法200没有受限制。
方法200还包括关闭生产系统220的步骤。这意味着烃流体不再从水下生产井生产。已经产生并位于出油管中的任何流体被保持在出油管中。关闭可以是计划中的或计划外的。例如，计划外的关闭可发生在出油管道或跨接线连接中存在水下泄露的情况中。计划外的关闭也可发生在生产设施上的分离器或其它设备发生故障的情况中。
方法200接下来包括使水下生产系统降压。更具体地，该方法包括使系统中的出油管降压。该降压步骤以方框230表示。在正常的操作条件下，出油管将携带底层压力所引起的压力，其通过出油管内的静水压头进行计算。使管线降压意味着压力被减少至静水压头或静水压头之上但小于操作压的水平。
降压步骤230的目的是显著降低生产烃流体中的溶解气浓度。降压步骤可通过关闭井和/或出油管但是继续生产烃流体来实现。随着生产继续和压力下将，生产流体将越来越多地处于甲烷和其它气相流体的形式。从溶液溢出的气体可在生产设施上燃烧，或者加以储存，以后使用或者商业销售。优选地，回收的气体被发送到火焰洗涤器。
方法200接下来包括使水下生产系统重新加压的步骤。更具体地，该方法包括使系统中的出油管重新加压。该重新加压步骤以方框240表示。使出油管重新加压的步骤240意思是对出油管加压至足以促使保留在出油管内游离气相中的任何气体返回至溶液中的水平。当然，降压步骤230之前不在溶液中的气体在步骤240中一般将不会进入到溶液中。
重新加压步骤240可通过将顶替液泵到辅助性管缆中的服务线中来实现。顶替液在出油管在生产设施处没有打开的情况下向出油管移动。进行步骤240所需的压力的量取决于各种因素。这样的因素包括海水的温度和烃流体的组成。这样的因素还包括出油管的几何排列，所述出油管代表着生产出油管道、生产立管、生产浮筒和从立管导向FPSO的任何柔性软管。
在步骤240中使用的顶替液优选地包括脱气原油、柴油或者具有很少或没有甲烷或其它烃气体的烃-基流体。优选地，顶替液不包括甲醇。然而，顶替液确实包括低剂量水合物抑制剂，或″LDHI″。低剂量水合物抑制剂被定义为非热力学水合物抑制剂。这意味着抑制剂没有将游离气体和水的能量态降低至水合物形成所产生的更有序的低能量态。相反，这样的抑制剂通过封闭水合物生长位点来干扰水合物形成过程，由此延缓水合物晶体的生长。LDHI通过包覆水合物晶体或与之混合来抑制气体水合物形成，因此干扰小的水合物颗粒生长和聚集成较大的颗粒。因此，气体井和出油管道的堵塞被最小化或者消除。
低剂量水合物抑制剂可被分成两类：(1)动力学水合物抑制剂(″KHI″)和(2)防聚剂(″AA″)。KHI可防止水合物形成但一般不溶解已经形成的水合物。AA一般允许水合物形成但保持水合物颗粒分散在流体中，以便它们不在出油管道壁上形成堵塞。由于它们的特性，可选择使用KHI和AA型LDHI的组合。KHI抑制剂的实例包括聚乙烯吡咯烷酮、聚乙烯己内酰胺或聚乙烯吡咯烷酮己内酰胺二甲氨基乙基甲基丙烯酸酯共聚物。这样的抑制剂可包含己内酰胺环，其连接到聚合物骨架上并且与酯、酰胺或聚酯共聚。合适的动力学水合物抑制剂的另一实例是具有下式的胺化聚烷撑二醇：R1R2N[(A)a--(B)b--(A)c--(CH2)d--CH(R)--NR1]nR2，其中：
-各个A独立地选自--CH2CH(CH3)O--或--(CH3)CH2O--；
-B是-CH2CH2O-；
-a+b+c为从1至大约100；
-R是--H或CH3；
-各个R1和R2独立地选自-H、--CH3、--CH2--CH2--OH和CH(CH3)--CH2-OH；
-d为从1至大约6；和
-n为从1至大约4。
例如，动力学水合物抑制剂可选自：
(i)R1HN(CH2CHRO)j(CH2CHR)NHR1；
(ii)H2N(CH2CHRO)a(CH2CH2O)b(CH2CHR)NH2；和
(iii)其混合物，
其中：
-a+b为从1至大约100；和
-j为从1至大约100。
优选地，
-各个R1和R2是-H；
-a、b和c独立地选自0或1；和
-n是1。
防聚剂(″AA″)的实例是取代的季化合物。季化合物的实例包括季铵盐，其具有至少三个具有四个或五个碳原子的烷基以及包含8-20个原子的长链烃基。例证性的化合物包括十六烷基三丁基溴化鏻、十六烷基三丁基溴化铵和双十二烷基二丁基溴化铵。其它防聚剂公开在美国专利号6,152,993；6,015,929；和6,025,302。具体地，美国专利号6,015,929描述了水合物防聚剂的各种实例如戊酸钠、正丁醇、C4-C8两性离子(具有C4-C8尾基的两性离子首基)、1-丁磺酸钠盐、丁烷硫酸钠盐、烷基吡咯烷酮和其混合物。美国专利号6,025,302描述聚醚胺的铵盐作为气体水合物抑制剂的使用。
AA抑制剂的其它实例包括二丁基二乙醇溴化铵和椰子油脂肪酸的二酯、二丁基二异丙醇溴化铵的二椰油基酯和二丁基二异丁醇溴化铵的二椰油基酯，被公开在美国专利号6,214,091中。
一方面，低剂量水合物抑制剂(″LDHI″)与水混合以形成水溶液(在与脱气原油混合之前)。在一种情况下，水溶液按水的重量计为大约0.01至大约5％。更优选地，LDHI组成按水的重量计为大约0.1至大约2.0百分数。水溶液可以是密度为12.5磅/加仑(ppg)(或1.5g/cm3)或以下的盐水。这样的盐水一般地用选自下列的至少一种盐配制：NH4Cl、CsCl、CsBr、NaCl、NaBr、KCl、KBr、HCOONa、HCOOK、CH3COONa、CH3COOK、CaCl2、CaBr2和ZnBr2。
少量热力学水合物抑制剂可与动力学水合物抑制剂混合以形成合适的抑制剂混合物。热力学水合物抑制剂起到将游离气和水的能量态或“化学能”降至比所形成的水合物和热力学水合物抑制剂更有序的低能量态的作用。因此，热力学水合物抑制剂在具有较低温度和高压条件的深水油/气井中的使用使得在热力学水合物抑制剂和水之间形成比在气和水之间更强的键。已知的热力学水合物抑制剂包括醇(如甲醇)、乙二醇、聚乙二醇、乙二醇醚或其混合物。优选地，热力学抑制剂是甲醇或乙二醇。
方法200还包括从出油管顶替采出液的步骤。该顶替步骤以方框250表示。采出液主要包括含气烃流体，包括甲醇在内。为了顶替流体，顶替液连续从服务线泵到出油管中。出油管在生产设施处是开放的。然后从出油管接收含气烃流体，接着是顶替液。
循环含LDHI的顶替液的步骤通过将顶替液注入辅助性管缆内的注射管道而发生。用脱气原油和LDHI顶替的过程通过图3至5进行描述。图3至5提供水下生产系统10的局部示意图。在各个图中，提供的是图1的水下生产系统10的示意图。在各个视图中，提供了辅助性管缆。辅助性管缆表示主管缆线42和管汇管缆线52。在例证性的水下生产系统10中，管缆42、52在UTA 40处相互连接。管缆42、52一起从FPSO 70向下延伸至生产管汇20。水下管缆52被流体连接到管汇20，而辅助性管缆42优选回接到FPSO 70。
辅助性管缆42、52各自表示集成管缆，其中控制线、导电线和/或化学试剂线被捆在一起，用于将液压流体、电能、化学抑制剂或其它成分传递至水下设备和管线。集成管束42、52可由各种尺寸和结构的热塑性软管制成。在一已知布置中，尼龙“Type 11”内压鞘被用作内层。在内压鞘周围提供加固层。可以提供聚氨酯外鞘，用于防水。在需要额外的抗挤能力的情况下，不锈钢内构架可被置于内压鞘内。这样的内构架的实例是螺旋缠绕连结的316不锈钢构架。
在遇到更冷的温度和更高的压力的情况下，管缆42、52可包括在柔性开口式塑料管内捆在一起的单独的钢管的集合。然而，钢管的使用降低了管线挠性。
还应当理解，本发明的方法不限于任何特定的管缆布置，只要辅助性管缆42、52各自在其中都包括化学试剂注射管41、51。管缆52可以是图1的管缆54或56。化学试剂注射管41、51被设定大小以适应顶替液的泵送。在一种实施方式中，管缆52内的化学试剂管51是3英寸内径管，而管缆42内的化学试剂管41也是3英寸内径管。然而，管缆52、42可具有其它直径，如大约2至4英寸。
注入管41、51起到将工作液从FPSO 70传送至管汇20的作用。在正常的生产期间，即在没有关闭的情况下，注入管41、51充满顶替液，如脱气原油。任选地，注入管41、51在顶替液注入之前充满甲醇或其它化学抑制剂。这有助于防止冷启动期间水合物的形成。
现在参考生产立管38，生产立管38一端连接到管汇20，并且另一端回接到FPSO 70。中间的拖运器和跨接线(在图1中分别以34和24显示)可以被使用。一方面，生产立管38可以是8英寸管线。可选地，生产立管38可以是10英寸管线、12英寸管线或其它尺寸管线。优选地，生产立管38用具有热绝缘材料的外层和可能地内层进行绝缘。该绝缘使得采出液保持热度并且以高于水合物形成温度的温度到达FPSO 70上的分离器。
阀37被提供在水下管缆52和管汇20之间接合处或附近。阀37允许在管缆42/52内的化学试剂管41与管汇20之间选择性的流体连通。应当理解，阀37可以是管汇20的一部分。然而，为了直观的目的，阀37被独立地显示。还应当理解，阀37优选地被远程控制，如通过从管缆束52分配的电控制信号和液压流体。
在一例证性实施方式中，管缆线42、52的长度总共为10.3km，而生产立管38的长度为10.5km。该长度的3英寸ID(内径)化学试剂管可接收300至375桶流体。8英寸出油管容纳大约1,885桶流体。当然，对于管线38、41、42、51、52，可提供其它长度和直径。
现在具体转向图3，图3提供生产状态期间水下生产系统的示意图。注入管41、51充满顶替液，如包含LDHI的脱气原油。阀37处于关闭位置以防止顶替液从注入管线51移动至生产立管38。
在图3中，来自生产井12、14、16的采出液的流动已经发生。采出液从生产井12、14、16流动，穿过生产管汇，并且进入生产立管38。这是按照方法200的步骤210。
生产立管38充满含气流体。“含气流体(live fluids)”是指具有游离气相的烃流体。该流体可以是“未受抑制的(uninhibited)”，其是指它们还没有用甲醇、乙二醇或其它水合物抑制剂进行处理。同时，3-英寸管缆服务线(USL)41、51容纳顶替液，如脱气原油或柴油。一方面，让USL管线41、51充满大约275桶用LDHI抑制的脱气原油。
在图3中，阀37被关闭。这防止顶替液移动进入采出液流。它还允许生产立管38按照220进行降压。
降压步骤230后，阀37被打开，以便按照步骤240给生产立管38重新加压。如所提及的，重新加压步骤240的目的是显著降低产出油中游离气体浓度。系统10中的压力通过将顶替液泵到管缆52中的注入管51中而增加。这将使得游离气体被置换出生产出油管道24和立管38。出油管道24和立管38中残余的游离气体将被驱回到溶液中。
系统10的降压230和然后的重新加压240后，脱气原油和LDHI被泵到服务立管38中以将未受抑制的降压/重新加压的采出液顶替出生产立管38。这优选在未用分离流体的清管器的情况下进行。这是循环步骤250，图解在图4和5中。
图4提供生产系统10的另一示意图。这里，阀37是打开的并且顶替液被循环进入生产立管38。顶替液正将采出液向上顶替到FPSO 70。顶替液将基本上顶替来自生产出油管道24和生产立管38的采出液直至管缆52中的注入管51和生产立管38都基本上充满顶替液。这是在没有分离流体的清管器的情况下进行的。循环步骤250还起到顶替生产立管38中任何残余的游离气体的作用。
在顶替期间，泵速度将足够高以在生产立管38内产生层流。例如，对于10英寸管线，5,000桶每日的泵速度应当是足够的。没有清管器的情况下相对低速度的顶替是低效率的，原因在于它允许采出液被顶替液显著的混合和绕开。
从图3和4中可注意到，生产立管38从井管汇20“向上”运行至FPSO 70。唯一的例外与使用立管基线管、柔性跨接线低点(未显示)、以及由于海底轮廓可能地沿着出油管道的一些凸起有关。由于梯度，当井关闭长时间如4小时或以上时，生产立管38中的采出液将主要分成(1)水层、(2)含气石油层和(3)气层，尽管不定的地形、乳化或起泡可能阻碍分离。这些层之间的界面行为如下注释：
1.含气石油和气界面。由于上坡几何形状和与含气石油相比的气体低密度，大部分气体自然地流向FPSO 70。一些气体在系统10中的高点上被截留。随着压力增加，采出液中的原油可吸收气体并且将它传输至FPSO 70。
2.水和含气石油界面。由于上坡几何形状和与水相比含气石油的低密度，大部分含气石油自然地流向FPSO 70。
3.冷脱气原油/采出液界面。在10英寸管线中平均速度5,000bpd下，脱气原油雷诺数为327，其表示层流。因此，应当有脱气原油和采出液相对低的混合。然而，如所提及，泵速度应当是相对高的。
图5是图1的水下生产结构10的另一个示意图。在该图中，管缆52中的注入管51与生产立管38两者都基本上充满顶替液。在生产系统10中应当没有新鲜气体。“含气流体”的完全顶替已经发生。
应当注意，在图4和5中图解的顶替步骤250期间，新的采出液没有被循环进入生产立管38。这意味着温的地下流体没有被循环进入生产系统10。相反，冷脱气原油被循环。该“关闭”时期——其中新的采出液没有移动穿过生产立管38——被称为″冷却″时间。冷却时间应当尽可能地短以避免水合物形成。一方面，冷却时间为4至10小时，但一般地它是大约8小时。
在冷却时间期间，但在完成顶替操作之前，含气采出液保留在绝缘的生产立管38中。生产立管38周围的绝缘有助于保持生产出油管道24和立管38中未受抑制的采出液在水合物形成温度之上。水下生产系统中的补救操作发生在“冷却”时间内。
参考图5，随着来自立管38的流体顶替继续，采出液被推向生产设施70。到达压力应当不高于正常的操作压。例如，操作压可以为大约18巴(绝对值)。到达压力优选地被降至大约16巴(绝对值)，始于顶替步骤240开始之后大约30分钟。这增加了脱气原油速度和顶替效率。优选地，没有进行入口节流，因为这降低脱气原油速度和顶替效率。这与当清管器在管线中用于进行完全的生产回路顶替时所用的步骤相反。
一方面，当流体进入管缆时在FPSO 70测量的最大可允许的脱气原油泵出系统压力为大约191巴(绝对值)，如下：
-当井充满气体时，关闭管压力的气体梯度是246巴(绝对值)。这是基于在井筒中生产的流体的密度。
-增加55巴以解决进行按比例挤压步骤，以对出油管进一步加压，产生301巴(绝对值)出油管道压力定额。
-从井管汇20至FPSO 70的脱气原油梯度为100.7+9.6＝110.3巴(绝对值)。这是基于流体的密度，其被用于计算服务管缆线中流体柱的静压头。
-假定FPSO脱气原油泵静压头(是指泵的压力实现零流速)，最大可允许的出口压力为301-110＝191巴(绝对值)。
该实例中提供的数值仅仅是例证性的。当产生FPSO 70处的泵出口压力时，操作者必须考虑水下设备的设计压力。换句话说，泵顶替压力不应当超过水下设备的最大允许压力。同时，期望的是在没有超过水下设备的最大允许设计压力的情况下使顶替速度最大化。
FPSO 70以与如果通过用脱气原油清理进行顶替将要进行的方式相同的方式处理顶替液。流体优选地被接收到高压测试分离器(未显示)中。回收的液体优选地被储存在存储罐，如流体专用罐，其对于销售来说是“不合格的(off-spec)”。回收的气体可被发送至火炬洗涤器。随着顶替步骤250继续，分离器将接收和处理增加百分数的脱气石油。到该过程的末尾时，完全脱气原油将流到分离器中。
应当注意，管缆线52内服务线51中的脱气原油将处于周围海洋温度，其低于生产立管38中未受抑制的采出液的水合物形成温度。因此，期望的是脱气原油将采出液冷却至未受抑制的水合物形成温度之下的温度。然而，由于降压230和重新加压240步骤，一旦顶替开始，系统10中将实际上没有游离气相。因此，顶替后生产立管38中水合物堵塞的风险低。
此外，冷脱气原油顶替液中的LDHI将抑制水合物堵塞。机理将是防聚或动力学抑制，这取决于所用LDHI的类型。这进一步降低了生产立管38中水合物堵塞的风险。
优选地，顶替的烃流体在生产设施230上进行监控。这在图2中以方框260表示。
图6是显示监控步骤260的图。更具体地，图6图解了顶替期间出油管中水含量作为脱气原油顶替速度的函数。图6是作为模拟结果产生的，进行所述模拟以论证来自一可能系列的操作参数的顶替结果。
该模拟假定出油管24/38为8英寸管线。在关闭之前，出油管24/38被回接到水下生产井，该水下生产井在第7年具有72％含水量。生产井被关闭8小时。图上的时间″0″表示顶替步骤的开始。
显示了五条线，其表示潜在的注入或顶替速度。那些线是：
-3.0kbpd(线610)；
-4.0kbpd(线620)；
-5.0kbpd(线630)；
-6.8kbpd(线640)；和
-9.0kbpd(线650)。
最低速度3,000bpd的顶替产生最差的结果，而最高速度9,000bpd的顶替产生最好的结果。在较低顶替速度(3,000bpd)的线610中，甚至在25小时泵送后200桶水仍保持在清扫中。相反，在最高顶替速度(9,000bpd)的线650中，几乎所有的水在10小时的泵送后已经被清扫。
如上所示，应当认为在没有清管器的情况下相对低的速度或者注入速度下的顶替是低效率的。较低的注入速度似乎允许采出液被顶替液显著混合和绕过。图6证实高的泵送或注入速度因此是优选的。
脱气原油注入速度在顶替期间将变化。泵送速度取决于USL 51、出油管道和立管38的含量。优选地，脱气原油泵送系统被设定在最大允许压力下从生产设施70注入到USL 51中。一方面，最大泵送速度将在5,000至8,000桶每日(5至8kbpd)。
参考图2，方法200任选地包括重复步骤230至260。这以方框270表示。降压230、重新加压240和顶替250步骤可以在水合物迁移期间进行一次或多次，以使生产系统10安全，防止水合物堵塞。
期望的是将气相含量与水相含量作为时间的函数进行建模和比较。因此，利用OLGATM软件进行组成模拟。OLGATM是模拟流体流动的瞬时管线程序。组成OLGATM模拟(与标准OLGATM模拟相反)能够比非组成OLGA模拟更精确地预测相平衡。
模拟结果示于图7中。图7是比较顶替期间出油管中作为时间的函数的水相含量和气相含量的图。显示了四条线，其表示不同的相含量：
-线710表示组成模拟的水相或含水相含量；
-线720表示黑油模拟的水相或含水相含量；
-线730表示组成模拟的气相含量；和
-线740表示黑油模拟的气相含量。
组成模型和黑油模型提供了可供选择的模拟技术。这些模型中每一个都可用于计算流体的气液平衡以及气相和液相的特性。组成模型被认为是比黑油模型更精确且计算精深的模型。黑油模型需要更少的数据和更少的计算，并且如果认为准确度将可与组成模型相当的话，一般使用黑油模型。
首先，比较表示水相含量的线710和720，可以看出，当黑油特性用在标准OLGATM模拟中时，组成模拟710产生明显类似于标准OLGATM结果720的结果。水相含量随着时间的线是非常相似的。在这方面，16小时的泵送后，对于线710和720，水相含量是47桶。
第二，比较表示气相含量的线730和740，可以看出，当黑油特性用在标准OLGATM模拟中时，组成模拟730产生类似于标准OLGATM结果740的结果。然而，显著的偏差发生在大约12小时。
在16小时点附近，利用标准OLGATM结果740的气相含量是46桶。然而，组成模拟730仅为1至4桶。因此，12小时后由组成模拟预测的管线气相含量显著低于标准OLGATM。组成模拟730预测最终的游离气相体积降到低至一桶。图7的线740证实到大约15小时时气体基本上从生产系统被顶替。
可以看出，提供的是单条生产出油管道系统中水下水合物管理的改进方法。例如，至少一种方法利用管缆中用于注入低密度水合物抑制剂的化学试剂注入管线，提供水合物管理。此外，另一方法公开在一些实施方式中在没有使用热力学抑制剂如甲醇的情况下并且在一些实施方式中在没有使用清管器的情况下单条出油管经由水下管缆中服务线的顶替。尽管本文描述的发明显然被充分计算以实现上述益处和优点，但是应当理解，本发明容许在没有脱离其精神的情况下进行改变。

Claims (23)

1.管理水下生产系统中水合物的方法，所述系统具有生产设施、用于从所述生产设施传递顶替液的管缆、至少一个水下生产井和用于将采出液传递至所述生产设施的单条出油管，其包括：
从所述至少一个水下生产井并且经过所述单条出油管生产烃流体；
关闭来自所述水下井和所述出油管的采出液的流动；
使所述出油管降压以充分降低采出烃流体中的溶解气溶度；
对所述出油管重新加压以促使在所述出油管内所述采出液中游离气相中剩余的任何气体返回到溶液中；
通过将来自在所述管缆内的服务线的所述顶替液移动并且进入所述出油管，顶替所述出油管中的采出液，所述顶替液包括具有低剂量水合物抑制剂(LDHI)的烃基流体。
2.权利要求1的方法，其中所述顶替液基本上没有轻质烃气体。
3.权利要求2的方法，其中所述顶替液包括脱气原油、柴油或其组合。
4.权利要求1的方法，其中所述LDHI是动力学水合物抑制剂。
5.权利要求4的方法，其中所述动力学水合物抑制剂是聚乙烯己内酰胺或聚异丙基甲基丙烯酰胺。
6.权利要求1的方法，其中所述LDHI是防聚剂。
7.权利要求6的方法，其中所述防聚剂是十六烷基三丁基溴化鏻、十六烷基三丁基溴化铵或双十二烷基二丁基溴化铵。
8.权利要求3的方法，其进一步包括在顶替所述采出液之前将热力学水合物抑制剂与所述顶替液混合以形成混合物。
9.权利要求1的方法，其进一步包括：
在所述采出液从出油管被顶替时，监控所述采出液以评测水含量和气相。
10.权利要求9的方法，其进一步包括：
从所述出油管进一步顶替所述采出液，以促使所述采出液从所述出油管到达所述生产设施，直至基本上所有水含量被去除。
11.权利要求9的方法，其进一步包括：
从所述出油管进一步顶替所述采出液，以促使基本上所有采出液从所述出油管到达所述生产设施。
12.权利要求1的方法，其进一步包括：
重复降压步骤；
重复重新加压步骤；和
重复顶替步骤。
13.权利要求3的方法，其中所述顶替采出液的步骤包括将所述顶替液以所述服务线的最大允许速度注入到所述服务线。
14.权利要求3的方法，其中所述顶替采出液的步骤在所述顶替液之前没有使用清管器的情况下进行。
15.权利要求3的方法，其中所述顶替采出液的步骤包括将所述顶替液以5,000至9,000bpd的速度注入到所述服务线。
16.权利要求3的方法，其中所述对出油管重新加压的步骤包括将所述顶替液泵送入所述服务线和所述出油管。
17.权利要求3的方法，其中：
所述水下生产系统进一步包括管汇；和
所述管缆包括将所述生产设施与管缆终端组件连接的第一管缆部分，和将所述管缆终端组件与所述管汇连接的第二管缆部分。
18.权利要求3的方法，其中所述生产设施是浮式生产、储油和卸油装置。
19.权利要求3的方法，其中所述生产设施是船形收集装置。
20.权利要求3的方法，其中所述生产设施位于岸边或岸上。
21.权利要求3的方法，其在将所述顶替液泵送经过所述出油管之后进一步包括：重新启动来自所述水下井的采出液的流动，穿过所述单条出油管并到达所述生产设施。
22.权利要求21的方法，其在重新启动来自所述水下井的采出液的流动之后进一步包括：将所述采出液传递至岸上。
23.管理水下生产系统中水合物的方法，所述系统具有至少一个生产水下井、将采出液从所述水下井传递至管汇的跨接线、用于将采出液从所述管汇传递至生产设施的单条绝缘出油管和用于将化学试剂传递至所述管汇的管缆，所述方法包括下列步骤：
将顶替液置于所述管缆内的服务线中，其中所述服务线被回接到所述生产设施并且所述管缆与所述管汇处于选择性的流体连通中，所述顶替液包括具有低剂量水合物抑制剂(LDHI)的烃基流体；
从所述至少一个水下生产井并且经过所述单条出油管生产烃流体；
关闭来自所述水下井并穿过所述出油管的采出液流动；
使所述出油管降压以充分降低采出烃流体中的溶解气浓度；
关闭来自所述水下井并穿过所述出油管的采出液流动；
将额外的顶替液泵送入所述服务线中，以便增加所述出油管中的压力，由此对所述出油管加压以便促使所述出油管中所述采出液中任何剩余的游离气相返回到溶液中；
进一步将顶替液泵送入所述服务线和所述出油管中，由此在没有使用清管器的情况下至少部分地将采出液从所述生产线中顶替；
进一步将顶替液泵送穿过所述服务线和进入所述出油管中以从所述出油管更充分地顶替所述采出液，以便在水合物形成开始之前顶替所述采出液。
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