Противообледенительное покрытие и его применение



Противообледенительное покрытие и его применение

 


Владельцы патента RU 2493478:

ТВИСТЕР Б.В. (NL)

Изобретение относится к способу уменьшения адгезии газовых гидратов к внутренней поверхности тракта и сопутствующего оборудования, транспортирующих или перерабатывающих поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, в результате снабжения внутренней поверхности тракта слоем покрытия, характеризующимся статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия, в воздухе, большим чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08, где упомянутый слой покрытия содержит алмазоподобный углерод (АПУ), содержащий доли одного или нескольких компонентов, выбираемых из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F). Техническим результатом изобретения является предотвращение закупоривания гидратами трубопровода для транспортирования природного газа без необходимости прибегать к ухудшению герметичности конструкции трубопровода. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение базируется в области поисков и добычи нефти и газа, нефтепереработки и нефтехимии и в общем случае относится к контролю гидратообразования в трактах и тому подобном или оказанию воздействия на него, к улучшению или контролю характеристик текучести, в частности, в случае гидратообразования при транспортировании и переработке водосодержащих газообразных углеводородов.

Уровень техники

Газовый клатрат, также называемый газовым гидратом или газосодержащим льдом, представляет собой твердую форму воды, которая содержит большое количество газа в своей кристаллической структуре. Такие газовые клатраты встречаются в пластовых флюидах или природном газе, где газообразный углеводород в соединении с водой образует гидраты. Данные гидраты обычно существуют в агломерированных твердых формах, которые являются по существу нерастворимыми в самом флюиде.

Термодинамические условия, благоприятствующие гидратообразованию для газообразных углеводородов, зачастую встречаются в трубопроводах, передаточных линиях или других трактах, клапанах и/или предохранительных устройствах, емкостях, теплообменниках и тому подобном. Это в высшей степени нежелательно, поскольку газокристаллы могут агломерироваться и вызывать закупоривание или забивание линии тока, клапанов и контрольно-измерительной аппаратуры. В результате это приводит к остановке оборудования, производственным потерям, риску взрыва и получения травм или непреднамеренной утечке углеводородов в окружающую среду либо на суше, либо в открытом море. В соответствии с этим, гидраты природного газа представляют существенный интерес, а также и предмет озабоченности для многих отраслей промышленности, в частности, нефтяной промышленности и промышленности природного газа.

Однажды образовавшись, гидраты с трудом разлагаются, например, в результате увеличения температуры и/или уменьшения давления. В документе WO-A-2007/055592 для данной цели описывается система индукционного нагревания. Однако в данных условиях диссоциация клатрата представляет собой медленный процесс. Поэтому предотвращение гидратообразования, по-видимому, представляет собой ключ к решению проблемы. В настоящее время гидратообразование зачастую можно контролировать в результате использования химических реагентов, таких как метанол, гликоль, кинетические ингибиторы гидратообразования или любой другой высший спирт, и/или форсированного нагревания. При восстановлении закупоренного тракта зачастую используют определенную комбинацию из форсированного нагревания, химических реагентов и/или сбрасывания давления. Использование ингибирующих химических реагентов, сбрасывания давления и/или нагревателей в материально-техническом отношении может оказаться сложным и дорогостоящим и в определенной степени может повлечь за собой риск для эксплуатационного персонала. Помимо прочего, результаты далеки от оптимальных.

В документе US-A-2006/272805 предлагается подводить энергию к смеси из газа и воды, например, при использовании перемешивания или вибрации. Частицы гидратов продолжают образовываться до тех пор, пока подводят энергию, и доступными являются молекулы воды и молекулы-гости в гидрате. Высокоамплитудное перемешивание газа и воды будет многократно разрушать агломерированные частицы гидрата, которые образуются, и способствовать образованию большего количества более мелких частиц. Поскольку данным образом образуется больше гидрата, все меньше и меньше свободной воды может оказаться доступной поблизости от места контакта газа и воды. Однако, неясно, как такой акустический ингибитор будет реализован во множестве областей применения, в которых клатраты составляют проблему.

Для сферы вне области газовых клатратов в документе US-A-2005/065037 описываются покрытия для скважинных фильтров, которые защищают фильтры от повреждения при их вставлении в ствол буровой скважины и сразу после попадания в буровую скважину высвобождают реакционно-способные материалы, реагирующие с потенциально закупоривающими материалами и разрушающие данные материалы, такие как буровой шлам, фильтрационные корки для флюидов, понизители водоотдачи и буровые растворы. Помимо того, что в документе US-A-2005/065037 отсутствует какого-либо намек на проблему клатратов, полимерные покрытия, предложенные в данном документе для предотвращения осаждения твердого вещества, были бы даже бесполезными при решении чрезвычайно острых проблем кристаллов «льда» клатрата. Одна из проблем заключается в том, что газовые гидраты - будучи образованными - формируют новое равновесие с фазой водяных паров, что в результате приводит к пониженному давлению водяных паров. Как следствие, газовые гидраты будут дополнительно расти в результате осаждения водяных паров на поверхность гидрата.

Таким образом, цель изобретения заключается в предложении средства уменьшения или даже предотвращения адгезии газового гидрата на внутренних поверхностях технологических систем в углеводородсодержащих газовых потоках, которое не будет обременено какими-либо из вышеупомянутых недостатков и легко может быть использовано в различных трактах и их частях. Цель изобретения также заключается в предотвращении закупоривания гидратами трубопровода для транспортирования природного газа без необходимости прибегать к ухудшению герметичности конструкции трубопровода.

Краткое изложение изобретения

Как установлено в настоящее время изобретателями, данные цели могут быть достигнуты в результате нанесения противообледенительного покрытия на внутренние части стенок тракта, находящихся в контакте с потоком углеводорода, что, таким образом, делает трудными приставание и последующий рост затвердевших конденсируемых фракций и льдоподобных структур, таких как газовые гидраты.

«Противообледенительные» свойства покрытия таковы, что слой покрытия предотвращает приставание и рост на поверхности тракта затвердевших конденсируемых фракций, таких как клатраты или газовые кристаллы. Такой слой покрытия должен удовлетворять нескольким условиям: 1) он обеспечивает наличие низкой адгезионной прочности между поверхностью покрытия и клатратом или в этом отношении обеспечивает наличие, по меньшей мере, большого краевого угла смачивания для жидкой фазы, из которой образуются, клатраты; 2) он демонстрирует достаточно высокую микротвердость, предпочтительно, по меньшей мере, равную твердости материала основы (=подложки); 3) он демонстрирует низкую или нулевую коррозию/эрозию с течением времени; и 4) он является химически инертным, в частности, по отношению к материалам, с которыми он вступает в контакт. Каждое из данных свойств будет охарактеризовано в разделе с подробным описанием изобретения.

Противообледенительное покрытие настоящего изобретения, как было установлено, является в особенности полезным при нанесении в сборных устройствах для сепарации флюидов, таких как раскрытые в документах WO 03/029739, WO 99/01194, WO 2006/070019 и WO 00/23757. Их содержание посредством ссылки включается в настоящий документ. В упомянутых сборных устройствах для сепарации флюидов осаждение газовых клатратов на стенках не только вызывает появление нежелательных потерь давления, но присутствие слоя газового клатрата в результате также приводит и к отводу водяных паров из потока флюида, что, тем самым, невыгодным образом смещает равновесие в направлении непаровой фазы, стимулируя дополнительное образование гидрата. Несмотря на возможность нанесения покрытия и на более ранней стадии, как было установлено, у определенных ранее сепараторов накопление газовых гидратов, в частности, происходит поблизости от выпускного отверстия для обогащенной жидкости. Как короткое время пребывания, так и высокие сдвиговые усилия флюида в значительной степени предотвращают появление значительных уровней осаждения на более ранней стадии, то есть в части расширения флюида. Данный вариант реализации дополнительно будет подробно разъясняться далее.

Подробное раскрытие изобретения

В одном аспекте, таким образом, изобретение относится к использованию слоя противообледенительного покрытия для уменьшения или даже предотвращения адгезии газового гидрата к внутренней поверхности тракта, транспортирующего или перерабатывающего поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, где упомянутый слой противообледенительного покрытия получают на внутренней поверхности тракта, и где упомянутый слой покрытия:

a) характеризуется краевым углом смачивания для покоящейся капли воды, равным, по меньшей мере, 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08;

b) характеризуется микротвердостью, равной, по меньшей мере, 200 HV (единиц Виккерса), при воздействии скоростей флюида, меньших чем 50 м/сек, согласно измерению в соответствии с документом ASTM E384-08;

c) характеризуется скоростью коррозии, меньшей чем 0,1 мкм/год; и

d) является химически инертным.

В дополнительном или альтернативном варианте изобретение также относится к способу уменьшения адгезии затвердевших конденсируемых фракций, при этом упомянутые конденсируемые фракции предпочтительно содержат или представляют собой газовые гидраты, к внутренней поверхности тракта и/или сопутствующего оборудования, транспортирующих или перерабатывающих поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, в результате снабжения внутренней поверхности тракта слоем покрытия, предпочтительно характеризующимся микрошероховатостью Ra, меньшей чем 0,5 мкм, и статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия в воздухе, большим чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08.

Кроме того, изобретение относится к способу транспортирования или переработки водосодержащего углеводородного флюида в тракте или транспортной линии, теплообменнике, сепараторе или фракционирующей колонне при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии при температуре, равной или меньшей температуры замерзания или затвердевания упомянутого флюида, где внутреннюю поверхность упомянутых тракта, теплообменника, сепаратора или фракционирующей колонны снабжают слоем покрытия (для уменьшения или даже предотвращения адгезии затвердевших конденсируемых фракций, при этом упомянутые конденсируемые фракции предпочтительно содержат или представляют собой газовые гидраты, у внутренней поверхности упомянутых тракта, теплообменника, сепаратора или фракционирующей колонны), предпочтительно характеризующимся микрошероховатостью Ra, меньшей чем 0,5 мкм, и статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия в воздухе, большим чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08.

В одном варианте реализации предпочитается, чтобы упомянутый слой покрытия содержал бы алмазоподобный углерод (АПУ), содержащий доли одного или нескольких компонентов, выбираемых из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F).

В одном дополнительном варианте реализации слой покрытия предпочтительно характеризуется разностью динамического краевого угла смачивания для воды, равной 30 градусам и менее, предпочтительно 25 градусам и менее. Предпочтительные свойства динамического краевого угла смачивания для слоя покрытия дополнительно подробно охарактеризованы далее в описании изобретения.

В приведенном ранее изложении «уменьшение адгезии затвердевших конденсируемых фракций, при этом упомянутые конденсируемые фракции предпочтительно содержат или представляют собой газовые гидраты» обозначает уменьшение адгезионной силы, действующей между затвердевшими конденсируемыми фракциями [газовыми гидратами], ведущими своей происхождение из флюида, и поверхностью устройства, удерживающего или проводящего упомянутый поток флюида.

Краевой угол смачивания

Слой покрытия требует наличия низкой адгезии между поверхностью покрытия и поверхностью гидрата или льдоподобного твердого вещества. Это отражается в термине «противообледзнительное» покрытие. Данное функциональное поведение легко может быть установлю но специалистом в соответствующей области техники при использовании стандартных экспериментов по определению краевого угла смачивания для воды в условиях окружающего воздуха в соответствии с указанием, например, в документе ASTM D7334-08. Большой краевой угол смачивания для воды характеризуется небольшой площадью поверхности контакта, приходящейся на единицу объема воды, таким образом, относительно небольшой адгезионной силой, приходящейся на единицу клатрата, образующегося из упомянутой водной фазы. Ради полноты один пример такого испытания будет дополнительно представлен далее.

Существенным является наличие у покрытия статического краевого угла смачивания в паре слой покрытия - вода для покоящейся капли воды на воздухе, большего чем 75°, предпочтительно большего чем 80°, наиболее предпочтительно даже большего чем 85°. Такие большие начальные краевые углы смачивания в обычных атмосферных условиях соответствуют удовлетворительному уровню уменьшения смачивающей способности в случае проведения измерений в углеводородной среде в областях применения, включающих метан при повышенном давлении. Большие атмосферные краевые углы смачивания, соответствующие изобретению, при переходе к метану высокого давления в результате приводят к уменьшению смачивающей способности. Для меньших краевых углов смачивания наблюдали противоположное: переход к углеводородной газовой фазе приводит к (частичному) смачиванию в соответствии с теоретическими соображениями (уравнение Юнга). Настоящее изобретение предлагает прямые измерения краевого угла смачивания в условиях окружающего воздуха, которые соответствуют модели менее определенных условий, создаваемых потоком природного газа, и, таким образом, образуют превосходный инструмент для определения пригодности материалов для целей изобретения.

Под условиями «окружающего воздуха» понимается относительная влажность в диапазоне относительной влажности 20-60% при температуре в диапазоне 20-25°С и атмосферном давлении.

Твердость

Кроме того, от слоя покрытия требуется наличие достаточно высокой износостойкости, то есть, высокой микротвердости. В соответствии с настоящим изобретением слой покрытия должен характеризоваться микротвердостью, равной, по меньшей мере, 200 HV (единиц Виккерса), более предпочтительно, по меньшей мере, 300 HV, наиболее предпочтительно, по меньшей мере, 400 HV, при воздействии низких скоростей флюида, обычно меньших чем 50 м/сек. В дополнительном или альтернативном вариантах слой покрытия характеризуется микротвердостью, предпочтительно большей чем 1000 HV, при воздействии высоких скоростей флюида, обычно больших чем 100 м/сек. Данные значения твердости измеряют в соответствии с документом ASTM E384-08.

Большинство покрытий на основе пластика и/или смолы не удовлетворяют минимальной требуемой твердости, большей чем 200 HV. Однако подходящим кандидатом являются сополимеры на основе эпоксидной матрицы, где диспергирован силикон. При отверждении покрытия силикон распределяется по эпоксидной матрице.

Коррозионная стойкость

От слоя покрытия, в основном защищающего металлические сплавы, такие как сталь и легированные стали, от вхождения в контакт с углеводородными флюидами, требуется демонстрация незначительной коррозии с течением времени. Скорость коррозии должна быть меньшей чем 0,1 микрометр/год. Данный критерий в альтернативном варианте может быть выражен при использовании других, более кратких периодов времени. В альтернативном варианте слой покрытия может характеризоваться скоростью коррозии, меньшей чем 0,008 мкм/месяц или 0,0019 мкм/неделя. Степень или скорость коррозии предпочтительно определяют при использовании испытаний на стойкость к коррозии в солевом тумане в соответствии с документом ASTM В 117.

Химическая инертность

Слой покрытия или материалы, содержащиеся в нем, химически инертны по отношению к флюидам, вступающим с ними в контакт. Таким образом, они химически инертны по отношению к алканам, алкенам, алкинам, ароматическим углеводородам, галогенированным углеводородам, спиртам, водороду, диоксиду углерода, сероводороду, меркаптанам, ртути и их комбинациям.

Основываясь на четырех предшествующих критериях, специалист в соответствующей области техники легко сможет выбрать подходящий слой покрытия.

Кроме того, предпочитается, чтобы покрытие характеризовалось высоким коэффициентом уменьшения адгезии (КУА), который определяют как F_алюм./F_покрытие, где F_алюм. соответствует усилию, необходимому для скалывания ледяной массы с поверхности алюминия, не имеющего покрытия, в качестве эталона. Значения F_алюм. и F_покрытие легко могут быть получены из испытания на адгезию в центрифуге (ИАЦ). Подробности такого испытания представлены в примерах.

Значение КУА указывает на желательные свойства покрытия, препятствующие адгезии газового клатрата. Значение КУА должно быть, по меньшей мере, равным или большим 1,5, хотя предпочтительно равным или большим 2, более предпочтительно равным или большим 3.

Как было установлено, хороший показатель значения КУА также может быть получен, исходя из гистерезиса, определяемого на основании результатов измерения динамического краевого угла смачивания при использовании тех же самых условий, что и изложенные ранее для измерений статического краевого угла смачивания для покоящейся капли. «Гистерезис» соответствует разности между наступающим и отступающим углами смачивания. Наступающим углом смачивания является наибольший краевой угол смачивания, который возможен при динамическом увеличении объема без увеличения для него площади межфазной поверхности твердое вещество/жидкость. В соответствии с этим, отступающий угол смачивания обозначает наименьший возможный угол при уменьшении объема. Таким образом, в качестве альтернативы испытанию на адгезию в центрифуге используют простые измерения для покоящейся капли. Как было установлено, вышеупомянутые желательные значения КУА соответствуют разности между наступающим и отступающим краевыми углами смачивания в атмосферных условиях, равной или меньшей 30 градусов, предпочтительно, самое большее, 25 градусов, предпочтительно равной или меньшей 20 градусов, в частности, самое большее, 15 градусов.

Кроме того, как было установлено, материалы покрытия, характеризующиеся относительно высоким соотношением Пуассона, уменьшают прочность адгезии между водным льдом и слоем покрытия, то есть увеличивают значение КУА. Соотношением Пуассона является соотношение между поперечной деформацией сжатия и продольной деформацией растяжения в направлении растягивающего усилия. Деформацию растяжения считают положительной, а деформацию сжатия считают отрицательной. Определение соотношения Пуассона включает знак минуса, так что обычные материалы характеризуются положительным соотношением. Материалы, которые известны своими очень высокими значениями КУА, представляют собой ПТФЭ (Teflon) при КУА=7 и эпокси-силиконовые покрытия при КУА=12. Оба материала покрытий характеризуются соотношением Пуассона, близким к соответствующей характеристике каучука, то есть большим чем 0,45. Для получения вышеупомянутых желательных значений КУА предпочтительное покрытие характеризуется соотношением Пуассона, равным или большим 0,4, более предпочтительно большим чем 0,45.

Предпочтительно, чтобы покрытие сохраняло вышеупомянутые свойства при воздействии давления в диапазрне 0-300 бар; при воздействии сбрасывания давления от 100 до 1 бар в течение менее чем 60 секунд, в соответствии с описаниями испытаний из документа EN 10301; при температуре в диапазоне от - 120 до 120°С; и/или при значении рН в диапазоне от 2 до 10.

В области поисков и добычи нефти и газа, нефтепереработки и нефтехимии изобретение в общем случае относится к предотвращению образования отложений клатратов во внутреннем пространстве трактов или транспортных линий, в том числе трубопроводов и сопутствующего оборудования, например, трубных узлов, клапанов, перепускных каналов во внутреннем пространстве клапана, теплообменников, сепараторов, фракционирующих колонн, в особенности тех трактов, турбин, емкостей и резервуаров и тому подобного, которые включают извлечение газа и нефти и потоки флюидов, исходящие из эксплуатационной скважины по добыче природного газа, перед распределением газа в сети трубопроводов. Сюда включается нижеследующее без обязательного ограничения только этим: стволы буровых скважин, затрубные кольцевые пространства, трубы, трубопроводы, трубки, комбинированные реагентопроводы, газоходы, каналы, колонны и тому подобное.

Изобретение, в частности, относится к предотвращению образования газовых гидратов в потоке флюида, предпочтительно потоке природного газа. Основные компоненты природного газа представляют собой углеводороды, но они включают и неуглеводороды, такие как диоксид углерода и сероводород, также известные своей способностью образовывать гидраты. Основной углеводород представляет собой метан. Другие компоненты представляют собой этан, пропан, бутан, пентан, гексан, гептан и тому подобное. Неотъемлемой частью проблемы образования клатратов также является и содержание в потоке флюида конденсируемых количеств водяных паров, предпочтительно в диапазоне 10-2000 ч./млн.

Во время использования предпочитается, чтобы водосодержащий углеводородный флюид, транспортируемый или перерабатываемый в тракте в соответствии с настоящим изобретением, находился бы в тепловом равновесии с материалом упомянутого тракта, и чтобы температура была бы равной или меньшей температуры замерзания или затвердевания водосодержащего углеводородного флюида.

Термин «газовый гидрат» в соответствии с использованием в настоящем документе должен пониматься как включающий гидраты природного газа или углеводородов, но также может включать и газовые гидраты, образующиеся вокруг молекул, отличных от тех, которые встречаются в природном газе. Как обсуждалось ранее, клатраты представляют собой структуры типа клетки, образующиеся между молекулой-хозяином и молекулой-гостем. Образование и разложение клатратных гидратов представляют собой фазовые переходы первого порядка, а не химические реакции. Углеводородный гидрат в общем случае может быть образован из кристаллов, сформированных молекулами-хозяевами - молекулами воды, которые окружают молекулы-гости - молекулы газа или углеводорода.

По ходу всего данного описания формулировки «газовый гидрат», «клатрат» и «газокристалл» имеют подобное значение и используются взаимозаменяющим образом. Газовые гидраты изобретения, в частности, содержат молекулы меньших или более низкокипящих углеводородов, в частности, углеводородов в диапазоне от С1 (метан) до С4 и их смесей, поскольку, как представляется, их гидраты или газокристаллы образуются легче. В своем наиболее широком определении термин газовый гидрат также включает неуглеводороды, выбираемые из группы, состоящей из диоксида углерода, азота, кислорода и сероводорода. Некоторые из данных неуглеводородов, такие как диоксид углерода, азот и сероводород, как известно, присутствуют в добываемых углеводородных флюидах и поэтому влекут за собой дополнительный риск гидратообразования.

В одном варианте реализации слой покрытия предпочтительно содержит алмазоподобный углерод (АПУ) или предпочтительно образован из алмазоподобного углерода (АПУ), предпочтительно фторированного алмазоподобного углерода [F-АПУ] и/или керамической композиции. Наиболее предпочтительный слой покрытия содержит АПУ, предпочтительно содержащий доли одного или нескольких компонентов, выбираемых из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F). В одном варианте реализации слой покрытия изобретения содержит преобладающие количества, предпочтительно большие чем 60% (масс.), более предпочтительно большие чем 80% (масс.), наиболее предпочтительно большие чем 90% (масс.), АПУ. Выраженные через массу числа получают при расчете на совокупную массу слоя покрытия. Один пример представляет собой продукт DLN-360, коммерчески доступный в компании Bekaert (Бельгия).

Другие подходящие покрытия содержат один или несколько материалов, выбираемых из группы, состоящей из металлических сплавов или карбидов и/или нитридов металлов.

Металлом в металлосодержащих карбидах и/или нитридах предпочтительно является переходный металл из группы, состоящей из вольфрама, титана, тантала, молибдена, циркония, гафния, ванадия, ниобия, хрома, их смесей и твердых растворов.

Предпочтительные примеры нитридов металлов представляют собой CrN, Cr2N, ZrN, TiN, а предпочтительные карбиды металлов включают CrC, TiC, WC. Также включаются и комбинации. Покрытие также может содержать и смеси карбидов и/или нитридов переходных металлов с металлом группы VIII, таким как железо, кобальт, никель, как это описывается в документе US 5,746,803. Его содержание посредством ссылки включается в настоящий документ.

В одном варианте реализации слой покрытия содержит эпокси-силиконовый сополимер, предпочтительно в преобладающих количествах. Один пример коммерчески доступного эпокси-силиконового покрытия представляет собой продукт Wearlon®, изготовленный в компании Plastic Maritime Corporation, США или в компании Ecological Coatings, LLC, также из США. Упомянутые сополимерные покрытия характеризуются статическим краевым углом смачивания для воды, обычно равным >99°, и демонстрируют низкую прочность адгезии ко льду. Необходимо понимать, что твердость упомянутого покрытия зависит от использующейся доли кремния, отвердителя, температуры отверждения и времени отверждения.

Предпочитается, чтобы имеющая покрытие внутренняя поверхность тракта характеризовалась бы микрошероховатостью Ra, меньшей чем 0,5 мкм, более предпочтительно находящейся в диапазоне 0,1-0,5 мкм. Данные числа могут быть достигнуты при использовании микродробеструйной обработки, предпочтительно с применением частиц оксида алюминия, предпочтительно имеющих диаметр, меньший чем 50 микронов. В одном варианте реализации предпочитается, чтобы шероховатость поверхности покрытия (и подстилающей поверхности) была бы меньшей чем 0,05 микрометра, более предпочтительно меньшей чем 0,02 микрометра, во всех направлениях.

Изобретение в особенности относится к тем частям, которые задействуют до или во время дегидратации или дегазации потоков флюидов, или к случаям включения в переработку потока флюида дегидратации или дегазации, к так называемым сепараторам и фракционирующим колоннам. По причинам, охарактеризованным ранее, слой покрытия, соответствующий настоящему изобретению, очень выгодно включать в данные среды, предъявляющие чрезвычайно высокие требования.

В наиболее предпочтительном варианте реализации покрытие наносят в циклонном сепараторе флюида. Как можно сказать исходя из обращения к документу WO 03/029739A2, содержание которого посредством ссылки включается в настоящий документ, циклонный сепаратор флюида включает часть, образованную трубчатой горловиной, в которой поток флюида ускоряют по возможности до сверхзвуковой скорости и быстро охлаждают в результате адиабатического расширения. Быстрое охлаждение будет приводить к конденсации и/или затвердеванию конденсируемых фракций в потоке флюида с образованием небольших капелек или частиц.

Кроме того, сепаратор предпочтительно включает сборное устройство в виде лопастей, формирующих завихрение, в части, образованной впускным отверстием, по ходу технологического потока до части, образованной горловиной, где данные лопасть или лопасти имеют наклон или формируют спираль по отношению к центральной оси части, образованной горловиной, для создания завихряющего движения потока флюида в сепараторе. Центробежные силы, воздействующие на смесь флюида благодаря завихряющему движению, будут стимулировать отбрасывание относительно высокоплотных конденсированных и/или затвердевших конденсируемых фракций на внешнюю периферию внутреннего пространства части, образованной горловиной, и расширяющейся секции выпускного отверстия, в то время как относительно низкоплотные газообразные компоненты будут концентрироваться поблизости от центральной оси сепаратора.

Газообразные компоненты после этого выпускают из сепаратора через тракт первичного центрального выпускного отверстия, в то время как поток флюида, обогащенный конденсатами, выпускают из сепаратора через вторичное выпускное отверстие, которое располагается на внешней окружности расширяющейся секции выпускного отверстия. Слой покрытия находит себе особенное применение при нанесении поблизости от тракта первичного центрального выпускного отверстия и/или вторичного выпускного отверстия, поскольку осаждение кдатрата создает проблемы в обоих случаях. Высокоскоростные условия на более ранних стадиях сепаратора в основном предотвращают образование газокристаллов.

Более подробное описание циклонного сепаратора флюида раскрывается далее при обращении к фигуре 1. Фигура 1 схематически иллюстрирует вид в продольном разрезе для циклонного сепаратора. Данный вариант реализации далее будет описываться только в порядке примера при обращении к сопутствующему схематическому чертежу фигуры 1, на которой соответствующие символы позиций указывают на соответствующие части.

Как можно сказать при обращении теперь к фигуре 1, на ней продемонстрирован циклонный инерционный сепаратор, который включает устройство завихряющего впускного отверстия, включающее грушевидное центральное тело 1, на котором установлена последовательность из лопастей, формирующих завихрение, 2, и которое скомпоновано коаксиально по отношению к центральной оси 1 сепаратора и внутри корпуса сепаратора таким образом, чтобы между центральным телом 1 и корпусом сепаратора создавалась бы кольцевая линия тока 3.

Сепаратор дополнительно включает часть, образованную трубчатой горловиной, 4, из которой во время использования завихряющийся поток флюида выпускают в расширяющуюся камеру сепарации флюида 5, которую снабжают трактом центрального первичного выпускного отверстия 7 для газообразных компонентов и трактом внешнего вторичного выпускного отверстия 6 для компонентов флюида, обогащенных конденсируемыми фракциями. Центральное тело 1 имеет по существу цилиндрическую удлиненную хвостовую секцию. 8, на которой устанавливают сборное устройство в виде лопаток, выпрямляющих течение, 9. Центральное тело 1 имеет наибольшие внешние ширину или диаметр 2Ro max, которые являются большими, чем наименьшие внутренние ширина или диаметр 2Rn min части, образованной трубчатой горловиной, 4.

Различные компоненты циклонного сепаратора флюида, продемонстрированного на фигуре 1, описываются далее.

Лопасти, формирующие завихрение, 2, которые ориентированы под углом (α) по отношению к центральной оси I, создают в потоке флюида циркуляцию (Г). Угол α может находиться в диапазоне от 20° до 30°. После этого поток флюида стимулируют течь в кольцевую область тока 3. Площадь поперечного сечения данной области определяют как:

A a n n u l u s = π ( R o u t e r 2 R i n n e r 2 )

При этом две последние величины представляют собой внешний радиус и внутренний радиус кольца в выбранном положении. Средний радиус кольца в данном положении определяют как:

R m e a n = [ 1 / 2 ( R o u t e r 2 R i n n e r 2 ) ]

При максимальном значении среднего радиуса кольца Rmean, max поток флюида протекает через сборное устройство в виде лопастей, формирующих завихрение, 2 со скоростью (U), при этом данные лопасти отклоняют направление течения потока флюида пропорционально углу отклонения (α), и, таким образом, получают тангенциальный компонент скорости, который равен Uφ=U.sin(α), и аксиальный компонент скорости Ux=U.cos(α).

В кольцевом пространстве 3 по ходу технологического потока после лопастей 2, формирующих завихрение, завихряющийся поток флюида расширяется до высоких скоростей, при этом средний радиус кольца постепенно уменьшается от Rmean, max до Rmean, min.

Как считается, во время данного кольцевого расширения протекают два процесса:

(1) Теплота или энтальпия потока (h) уменьшается на величину Δh=-1/2U2, что, таким образом, конденсирует те компоненты течения, которые впервые достигают фазового равновесия. Результатом этого является эмульсионный режим завихряющегося потока, содержащего небольшие жидкие или твердые частицы.

(2) Тангенциальный компонент скорости увеличивается обратно пропорционально среднему радиусу кольца Uφ по существу в соответствии с уравнением

Uφ, final=Uφ, initial·(Rmean, max/Rmean, min).

Результатом этого является сильное увеличение центробежного ускорения частиц флюида (ас), которое, в заключение, будет иметь порядок величины:

ac=(Uφ, final2/Rmean, min).

В части, образуемой трубчатой горловиной 4, поток флюида может быть стимулирован дополнительно расширяться до более высоких скоростей или выдержан при по существу постоянной скорости. В первом случае конденсация продолжается, и частицы будут набирать массу. В последнем случае конденсация стремится прекратиться по истечении определения времени релаксации. В обоих случаях центробежное действие заставляет частицы дрейфовать к внешней окружности области тока по соседству с внутренней стенкой корпуса сепаратора, что называют областью сепарации. Период времени дрейфа частиц до данной внешней окружности области тока определяет длину части, образованной трубчатой горловиной, 4.

По ходу технологического потока после части, образованной трубчатой горловиной 4, «влажные» компоненты флюида, обогащенные конденсируемыми фракциями, имеют тенденцию к концентрированию по соседству с внутренней поверхностью расширяющейся камеры сепарации флюида 5, а «сухие» газообразные компоненты флюида концентрируются на или поблизости от центральной оси I, после чего «влажные» компоненты флюида, обогащенные влажными конденсируемыми фракциями, выпускают во внешнее вторичное выпускное отверстие для флюида 6 через прорезь (серию прорезей), (микро)пористые части, в то время как «сухие» газообразные компоненты выпускают в тракт центрального первичного выпускного отверстия для флюида 7.

В тракте расширяющегося первичного выпускного отверстия для флюида 7 поток флюида дополнительно замедляется, так что остаточная кинетическая энергия трансформируется в потенциальную энергию.

Тракт расширяющегося первичного выпускного отверстия может быть снабжен сборным устройством в виде лопаток, выпрямляющих течение, 9 для рекуперации энергии циркуляции.

Слоем покрытия, соответствующим настоящему изобретению, предпочитается снабжать внутреннее пространство сепаратора, начиная от камеры сепарации 5 и далее.

Приведенные ранее описания предназначены для исполнения функции иллюстрации, а не ограничения. Таким образом, для специалиста в соответствующей области техники должна быть очевидна возможность внесения в описанное изобретение модификаций без отклонения от объема приведенной далее формулы изобретения.

Примеры

Пример 1. Слой покрытия

На поверхность пробной металлической детали наносили покрытие в виде слоя толщиной в 3 микрометра, содержащего >90% (масс./масс.) АПУ, коммерчески доступного в виде продукта DLN-360 (происхождение: компания Bekaert, Бельгия, под торговым наименованием Dylyn®-DLC).

Следующие далее свойства упомянутого покрытия DLN 360 определяли при использовании известных методик:

Краевой угол смачивания для воды 87°C (покоящаяся капля) [ASTM D7334-08; условия окружающей
среды]
Твердость 3000 HV [ASTM E384-08]
Скорость коррозии <0,1 мкм/год [ASTM В 117]
Прочность адгезии ко льду 0,233 МПа (+/-8%)
Уменьшение адгезии КУА 2 (в сопоставлении с оголенной поверхностью алюминия)

Прочность адгезии определяли в методе испытаний, называемом: испытанием на адгезию в центрифуге (ИАЦ). Для этого на крыльчатку на одном венце лопатки крыльчатки наносили покрытие из АПУ на площади поверхности 1152 мм2. Поверхность с нанесенным покрытием охлаждали до -5°С, после чего наращивали водный льдоподобный слой в результате осаждения водного тумана на поверхности с нанесенным покрытием, результатом чего на упомянутой площади поверхности 1152 мм2 являлась толщина льда, равная обычно 8 мм. Крыльчатку уравновешивали противовесом, установленным на другом венце лопатки крыльчатки. После этого крыльчатку устанавливали на валу камеры центрифуги, которую кондиционировали при -10°С и при атмосферном давлении. На внешней стенке центрифуги устанавливали акселерометры, которые могли детектировать удар предмета, соударяющегося с упомянутой стенкой центрифуги. Скорость вращения крыльчатки постепенно увеличивали при приблизительно 270 об./мин/сек вплоть до момента, когда льдоподобная масса отделялась от венца лопатки крыльчатки. Момент времени, когда льдоподобная масса высвобождалась с поверхности венца лопатки, почти сразу же детектировали акселерометрами, прикрепленными к стенке центрифуги. При детектировании импульсного сигнала акселерометра для крыльчатки фиксировали фактическое значение числа оборотов в минуту. Исходя из 1) конечного зафиксированного значения числа оборотов в минуту, 2) расстояния по радиусу между точкой центра массы льда и осью вращения, 3) массы льда и 4) сдвигового усилия воздуха определяли критическое значение сдвига между льдом и поверхностью покрытия, при котором происходит отделение. Последнюю величину называют прочностью адгезии ко льду (F). Коэффициент уменьшения адгезии (КУА) определяют как F_алюм./F_покрытие, где F_алюм. соответствует усилию, необходимому для скалывания ледяной массы с поверхности алюминия, не имеющего покрытия.

Значение КУА указывает на желательные свойства покрытия, препятствующие адгезии газового клатрата. Значение КУА должно быть, по меньшей мере, равным или большим 1,5, хотя предпочтительно равным или большим 2, более предпочтительно равным или большим 3.

1. Способ уменьшения адгезии затвердевших конденсируемых фракций к внутренней поверхности тракта и/или сопутствующего оборудования, транспортирующих или перерабатывающих поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, в результате снабжения внутренней поверхности тракта слоем покрытия, характеризующимся статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия в воздухе, большим, чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08, где упомянутый слой покрытия содержит алмазоподобный углерод (АПУ), содержащий доли одного или нескольких компонентов, которые выбирают из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F).

2. Способ по п.1, где упомянутые затвердевшие конденсируемые фракции содержат газовые гидраты.

3. Способ по п.1 или 2, где упомянутым потоком флюида является поток природного газа.

4. Способ по п.1 или 2, где упомянутое покрытие из АПУ представляет собой фторированный АПУ.

5. Способ по п.1 или 2, где упомянутый слой покрытия характеризуется коэффициентом уменьшения адгезии, равным или большим 1,5, предпочтительно равным или большим 3.

6. Способ по п.1 или 2, где упомянутый слой покрытия характеризуется разностью между наступающим и отступающим краевыми углами смачивания для капли воды в атмосферных условиях, равной 30° или менее, предпочтительно 25° или менее.

7. Способ по п.1 или 2, в котором упомянутая внутренняя поверхность с нанесенным покрытием характеризуется микрошероховатостью Ra, меньшей, чем 0,5 мкм.

8. Способ по п.1 или 2, где упомянутый слой покрытия характеризуется соотношением Пуассона, равным или большим 0,4.

9. Способ по п.1 или 2, где переработка потока флюида включает дегидратацию или дегазацию потока флюида.

10. Способ по п.1 или 2, где упомянутый тракт представляет собой циклонный сепаратор флюида.

11. Тракт и/или сопутствующее оборудование, подходящее для транспортирования и переработки водосодержащего углеводородного флюида, где, по меньшей мере, часть внутренней поверхности упомянутого тракта снабжают слоем покрытия, характеризующимся статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия в воздухе, большим, чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08, и где упомянутый слой покрытия содержит алмазоподобный углерод (АПУ), содержащий доли одного или нескольких компонентов, выбираемых из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F).

12. Тракт и/или сопутствующее оборудование по п.11, где упомянутый водосодержащий углеводородный флюид представляет собой поток природного газа.

13. Тракт и/или сопутствующее оборудование по п.11 или 12, содержащее циклонный сепаратор флюида, теплообменник, перепускной канал во внутреннем пространстве клапана, трубный узел или транспортный трубопровод.

14. Тракт и/или сопутствующее оборудование по п.11 или 12, в котором упомянутая внутренняя поверхность с нанесенным покрытием характеризуется микрошероховатостью Ra, меньшей чем 0,5 мкм.

15. Способ уменьшения адгезии затвердевших конденсируемых фракций, при этом упомянутые конденсируемые фракции предпочтительно содержат газовые гидраты, к внутренней поверхности тракта и/или сопутствующего оборудования, транспортирующих или перерабатывающих поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, в результате снабжения внутренней поверхности тракта слоем покрытия, характеризующимся статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия в воздухе, большим чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08, где упомянутый слой покрытия содержит керамические материалы, содержащие нитриды и/или карбиды металлов, и/или упомянутый слой покрытия содержит эпокси-силиконовый сополимер.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к способу подготовки газа и газового конденсата к трубопроводному транспорту. .
Изобретение относится к трубопроводным системам, теплообменному оборудованию и позволяет улучшить гидродинамические и термодинамические характеристики поверхностей изделий из металлов и сплавов.
Изобретение относится к трубопроводной транспортировке жидких сред. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту жидкости и может быть использовано при перекачке углеводородных жидкостей по трубопроводам с насосными станциями с использованием противотурбулентных присадок.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту жидкости и может быть использовано при перекачке углеводородных жидкостей по трубопроводам с насосными станциями с использованием противотурбулентных присадок.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к суспензионно-эмульсионной композиции антитурбулентной добавки, используемой в процессах перекачки водонефтяных эмульсий по промысловым трубопроводам от добывающих скважин к установкам подготовки нефти и для энергосберегающего трубопроводного транспорта технической воды.

Изобретение относится к транспорту нефти и нефтепродуктов. .

Изобретение относится к транспорту нефти и нефтепродуктов и может быть использовано для улучшения подготовки к трубопроводному транспорту высоковязких и парафинистых нефтей путем снижения их вязкости.

Изобретение относится к способам получения антитурбулентных присадок в виде суспензий и может быть использовано в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов при перекачке их в турбулентном режиме течения.

Изобретение относится к текучим средам на нефтяной основе. .

Изобретение относится к области газоснабжения и использования сжиженного углеводородного газа, а именно к части безгидратного редуцирования в дросселирующих устройствах, и может найти применение в системах снабжения сжиженным углеводородным газом конечного потребителя.

Изобретение относится к нефтяной и нефтехимической промышленности и может быть использовано в качестве подогревателей трубопроводов, предназначенных для транспортировки высоковязких продуктов, в частности для транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и предназначен для снижения высокого переменного давления газа и поддержания выходного давления на заданном уровне.

Изобретение относится к устройствам, предотвращающим замерзание системы отопления здания. .

Изобретение относится к области энергетики, в частности к предотвращению гидратообразования в природном газе перед его редуцированием, например, на входе газораспределительной станции(ГРС).

Изобретение относится к газонефтяной промышленности и может быть использовано в процессах промысловой и заводской обработки углеводородного газа, в частности, при охлаждении сырого углеводородного газа после дожимных компрессоров перед последующей осушкой и подготовкой к транспорту.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, в частности к обработке углеводородного газа с использованием низкотемпературного процесса, и может быть использовано в процессах промысловой подготовки и заводской обработки углеводородных газов.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для подготовки природного газа к транспорту. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Устройство содержит выполненный в виде полого цилиндра корпус 1 с, по меньшей мере, одним отверстием 2. На корпусе установлен прилив 3, в верхней части которого расположен патрубок 5 для подключения измерительного прибора. Внутри прилива, сверху и снизу размещены отражатели 6 потока в виде пластин с дренажными отверстиями 7. Между отражателями потока на корпусе закреплена обечайка 8. Ниже корпуса расположена измерительная диафрагма 12. Патрубок для подключения прибора расположен параллельно корпусу. На корпусе возможна установка дополнительного прилива, при этом приливы могут быть выполнены различной длины и снабжены байпасными трубопроводами 4. Отражатели 6 размещены выше входа и ниже выхода байпасного трубопровода. На поверхности байпасного трубопровода, а также внутри теплового кожуха на поверхности корпуса выполнено оребрение. Обеспечивается снижение энергозатрат на подогрев газа и повышение эффективности процесса путем предотвращения гидрато- и льдообразования. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх