NO336067B1 - Fremgangsmåte for å beskytte hydrokarbonledninger - Google Patents

Description

Foreliggende oppfinnelse angår forbedringer ved og i forbindelse med metoder for å beskytte hydrokarbonledninger og særlig ledninger i undersjøiske produksjonssystemer, i perioder der normal hydrokarbonstrøm ikke skjer, for eksempel under kommisjonering eller under stengning, og særlig ved bekjempelse av gasshydratdannelse.

Brønnstrømmen fra et hydrokarbonreservoar inneholder vann i gass- eller flytende form. Ved høye trykk og lave temperaturer kan gass danne faste materialer der lavmolekylvektshydrokarboner, dvs. hydrokarboner som er gassformige ved standardtemperatur - og trykk og (STP), er fanget. En kubikkmeter av et slikt faststoff kan fange rundt 180 kubikkmeter (ved STP) gass. Slike materialer angis generelt som "gasshydrater" eller ganske enkelt "hydratet" og vil heretter angis som "hydrater".

For et undersjøproduksjonssystem er omgivelsestemperaturen for sjøvannet som omgir ledningen (for eksempel en "rørledning" eller "strømningsledning" fra brønnhodet til vannoverflaten, på det laveste generelt rundt 4 °C. Ved denne temperatur dannes hydrater typisk ved trykk på rundt 10 bar. Fordi hydrokarbonstrømmen gjennom ledningen rutinemessig vil foregå ved et trykk som er mange multipli av dette, er hydratdannelse, som kan tette rørledningen, en vesentlig risiko. De temperaturer der hydratdannelse skjer kan nås hvis hydrokarbonstrømmen reduseres eller stanses for derved å forårsake at hydrokarbonet avkjøles til under den temperatur der hydroratdannelse inntrer, eller hvis strømningsveien er så lang at en slik avkjøling uunngåelig vil inntre.

I en undersjøledning som blir blokkert på grunn av hydratplugging er ikke bare

hydrokarbonproduksjonreduksjonen, men også avblokkering, meget problematisk. Som nevnt ovenfor fanger rundt en kubikkmeter hydrat rundt 180 STP kubikkmeter gass, noe som ganske enkelt oppvarmer den blokkerte del av ledningen og som kan gi et trykksug som kan være farlig eller skadelig. På grunn av de alvorlige konsekvenser for en blokkering er det vanlig praksis å produsere fluidet i lange (for eksempel 40 eller flere km) undersjøiske ledninger mot hydratdannelse ved kontinuerlig injisering ved brønnhodet av hydratinhibitorer som metanol eller monoetylenglykol, eller å innføre slike inhibitorer hvis en uventet stans inntrer i kortere ledninger, der dette er mulig.

Imidlertid er ikke bare slike inhibitorer kostbare, men det reduserer også salgsprisen ved kontaminering av det fremstilte hydrokarbon.

Der hydrokarbonet fremstilles undersjøisk via en høy, vertikalt forløpende (for eksempel 500 m og over) faststiger eller via en fleksibel stiger (i bend der væske kan samle seg) kan problemet med hydratdannelse være spesielt alvorlig.

Mens hydratdannelsen er spesielt problematisk i undersjøiske produksjonssystemer er det selvfølgelig like problematisk for overflaterørledninger-/ andre ledninger i områder som har omgivelsestemperaturer som ligger under hydratdannelsestemperaturen.

Blant rørledningene fra brønnhodet til havoverflate vil isolasjonseffektiviteten generelt variere. Isolasjonseffektiviteten uttrykkes generelt som varmeoverføringskoeffisienten U med isolasjonseffektivitet som mindre ved høyere verdier U. Typisk kan U verdiene for "jumpers" eller "spools" (komponenter for rørledningen) være to eller flere ganger større enn U verdiene for strømningsledningene (nok en gang komponentene i ledningen). Som et resultat, hvis strømmen stanser, er varmetapet ved "jumpers" og "spools" større enn det ved rørledningene og således nås hydratdomene hurtigere for derved å øke risikoen for hydratdannelse i disse komponenter.

Når produksjonen stenges (enten planlagt eller ikke planlagt) er det derfor viktig å unngå å tre inn i hydratdomenet (dvs. setting av tilstander der hydratdannelse vil inntre). En generell metode for å gjennomføre dette er å redusere trykket i rørledningen for å unngå temperatur- og trykkbetingelser ved et hvilket som helst trinn av ledningen som blir ledende for hydratdannelse. Alternativt kan en hydratinhibitor som etylenglykol innføres i strømmen. Ny oppstart av strømmen må likeledes gjennomføres forsiktig for å unngå å skape temperatur- og trykkbetingelser som fører til hydratdannelse. En ytterligere mulighet for å unngå å tre inn i hydratområdet er å opprettholde temperaturen ved å legge varme på ledningen, dette krever imidlertid at egnede oppvarmingssystemer er tilstede.

En del forskning har fokusert på forhindring av hydratdannelse. EP 0 923 998 beskriver en fremgangsmåte for å forhindre gasshydrater, som involverer å kontakte den våte innsiden av rørledningen med en væske som danner en azeotrop blanding med vann. Når fordampning av den azeotrope blandingen inntreffer på grunn av den påfølgende strømmen av et hydrokarbon gjennom rørledningen, nærmer ikke vannkonsentrasjonen i den gjenværende blanding seg konsentrasjonen som vil danne hydrater.

Forskning har imidlertid lenge fokusert på alternative fremgangsmåter for fjerning av hydrater. WO 00/17484 beskriver for eksempel en fremgangsmåte for å oppløse hydrater og is som dannes i hydrokarbonreservoarer ved å bytte ut gass- eller væskefasen direkte ved siden av hydratene med en gass eller væske som ikke danner hydrater ved den gitte temperaturen eller trykket. I et annet eksempel beskriver EP 0 909 873 en fremgangsmåte for termohydraulisk kontroll av hydrater, hvori et skumfluid basert på en vandig løsning av nitrogensalter utformet til å generere nitrogen og varme in situ er fremstilt for å kontakte hydratene for å forårsake deres oppløsning. Disse fremgangsmåtene er imidlertid bare anvendelige etter at hydrater allerede er dannet.

Således foreligger det et kontinuerlig behov for forbedrede metoder ved hvilke hydratdannelse, for eksempel pluggdannelse, i hydrokarbonledninger, kan forhindres.

Det er nå funnet at ved å innføre nitrogen i rørledningen ved stenging (dvs. innen 1 time fra stenging) kan risikoen for hydratdannelse reduseres, og tidsrommet i løpet av hvilket preventiv virkning med hell kan gjennomføres kan utvides eller behovet for ytterligere preventive virkninger kan unngås.

I lys av et aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes det metoder for å beskytte en hydrokarbonledning mot hydratdannelse under en periode med redusert hydrokarbonstrøm der metoden omfatter å innføre nitrogen i ledningen i nevnte tidsrom under et trykk p på 1 til 350 bar g og ved en hastighet på (1,5 til 35) . A kg/sek (der A er det indre tverrsnittsareal for rørledningen i kvadmeter) i et tidsrom på t timer der t = p.d/n der d er lengden i km for rørledningenfra nitrogeninnføringslokasjoner og n er 10 til 400 og særlig 50 til 350.

Et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for å beskytte en hydrokarbonledning mot hydratdannelse under en periode med redusert hydrokarbonstrøm der metoden omfatter innføring av nitrogen til ledningen i et tidsrom under et trykk p på 1 til 350 bar g og en hastighet på 0,1 til 50 kg/sek i et tidsrom på t timer der t = p.d/n der d er lengden i km av ledningen fra nitrogeninnføringslokasjonen og n er 10 til 400, og særlig 50 til 350.

Et ytterligere aspekt tilveiebringer en metode for å beskytte en hydrokarbonledning mot hydratdannelse under et tidsrom med redusert hydrokarbonstrøm der metoden omfatter innføring av nitrogen i ledningen i nevnte tidsrom under et trykk p på 1 til 350 bar g og i en hastighet på 0,1 til 50 kg/sek.

Tidsrommet for redusert hydrokarbonstrøm ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan være en periode før hydrokarbonstrømmen har begynt, for eksempel under kommisjonering eller en periode for planlagt eller ikke planlagt stenging. I det sistnevnte tilfellet blir nitrogeninnføringen fortrinnsvis startet kort før, under eller kort etter stenging (for eksempel innen en time etter stenging) og/eller før oppstart. Ledningen kan hvis ønskelig trykkavlastes og i dette tilfellet kan nitrogen innføres under lavt trykk, for eksempel helt ned til 1 bar g, for eksempel 1 til 20 bar g. Normalt vil imidlertid innføringen skje ved et høyere trykk, for eksempel 20 til 350 bar g, særlig 30 til 300 bar g, spesielt 40 til 200 bar g, og helt spesielt 50 til 100 bar g.

Tidsrommet t er fortrinnsvis 0,5 til 20 timer og særlig 1 til 10 timer.

Hydrokarbonledningene som behandles ifølge oppfinnelsen kan ha en hvilken som helst lengde, men vil typisk ha en lengde på 200 km, særlig opp til 50 km, spesielt opp til 20 km, og særlig lm til 20 km.

Ledningen som behandles ifølge oppfinnelsen kan være en konvensjonell rørledning eller en strømningsledning eller kan være eller inkludere en hvilken som helst komponent av ledningen fra brønnhodet til sluttsonen, for eksempel brønner, templater, jumpere, spools, stigere, undersjøiske prosessanlegg, toppsidefasiliteter, landbaserte fasiliteter, separatortanker og andre beholdere mellom brønn og sluttsone, osv.

Behandling ifølge oppfinnelsen vil generelt kunne gjennomføres når omgivelsestemperaturen ved rørledningen (eller en hvilken som helst derav) er slik at hydratdannelse vil inntre.

I fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er trykket fortrinnsvis 50 til 200 bar, p.d/t er fortrinnsvis 100 til 200, p.d er fortrinnsvis mindre enn 2000, og r er fortrinnsvis 0,5 til 50 kg/sek (og helst 1 til 30 kg/sek). Der metoden ifølge oppfinnelsen benyttes for å behandle en relativt liten del av en rørledning, for eksempel et templat, jumper, spool, en behandlingsanordning osv, kan nitrogen tilføres i relativt lave hastigheter som 0,1 til 5 kg/sek, og fortrinnsvis 0,5 til 2 kg/sek.

Hydrokarbon som vanligvis strømmer i ledningen er fortrinnsvis naturgass som generelt inneholder noe vann.

Ledningen vil hensiktsmessig ha en indre diameter på 0,5 til 40 tommer, men vil mer typisk ha en indre diameter på rundt 5 til 30 tommer.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er retningen for hydrokarbonstrømmen den retning der hydrokarbonet strømmer under normal drift.

Nitrogenet som fortrinnsvis er minst 90 mol% rent inneholder fortrinnsvis mindre enn 10 mol% oksygen og særlig fortrinnsvis mindre enn 5 mol% og spesielt mindre enn 2 mol%.

Bruken av nitrogen for å inhibere hydratdannelse på denne måte er motintuitivt fordi det i seg selv kan være i stand til å danne hydrater.

Nitrogentrykket og strømningshastigheten må overvåkes og justeres for å sikre at hydratdannelse ikke inntrer. Typisk vil det tilsettes i mengder slik at opptil 100 mol% av fluidet i ledningen umiddelbart nedstrøms gassinjeksjonssete, er nitrogen. Hensiktsmessig vil tallet være minst 25 mol%, spesielt minst 40 mol% særlig miinst 60 mol%, helt spesielt minst 80 mol%, for eksempel opptil 99 mol% og aller helst opptil rundt 95 mol%.

Det er ikke desto mindre ønskelig at andelen av fluidstrømmen som inneholder nitrogen er forbrennbar og i henhold til den nødvendige mengde holdes på et nivå som tillater at dette eller alternativt hydrokarbon (for eksempel metan, naturgass, osv.) kan settes til fluidstrømmen nedstrøms nitrogeninnføringen for å bringe ned den relative konsentrasjon av nitrogengass. Slik hydrokarboninnføring må selvfølgelig skje ved et punkt der det ikke er noen risiko for hydratdannelse, eller etter ny start etter en trykkavlastningsperiode.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er spesielt egnet for bruk med underjordiske brønner og særlig for å forhindre hydratdannelse i en eller flere av komponentene i ledningen fra brønnhodet til over vannoverflaten og særlig jumpere (forbindelser fra brønnhodet til manifold eller templat), manifold,templat, spools (ekspanderbare skjøter i ledningene), strømningsledninger og både fleksible og faste stiger. Det kan også benyttes innen andeler av brønnen der omgivelsestemperaturen for den omgivende formasjon er lavt nok til å tillate hydratdannelse (for eksempel ned til rundt 100 m under slamlinjen) og i overflatedeler av en ledning.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan også med fordel benyttes i ringromdelen av en brønnkonstruksjon. Normalt blir ringromtrykket kontrollert ved å benytte metanol eller glykol. Bruken av nitrogen som beskrevet her vil gi en alternativ løsning. Enhver lekkasje i brønnstrømmen til ringromtappeledningen vil derfor inhiberes med nitrogen. En annen fordel ved å benytte nitrogen er at dette vil være tilpassbart på en mer effektiv måte for termiske volumekspansjoner enn tilfellet ville være med en væskefylt ringromtappeledning.

Når det gjelder ikke-planlagt stenging blir nitrogen fortrinnsvis innført ved et eller flere seter langs ledningen og særlig fortrinnsvis seter oppstrøm en eller flere jumpere, templater, manifolder, spools eller stigere, før, under eller etter trykkavlastning. Innføring av nitrogen på denne måte tjener til å forlenge avkjølingsstengningtiden for deler av ledningen med høye U verdier, dvs. deler som særlig risikerer hydratdannelse. Avkjølingsstengningstid (CDT) er en av nøkkelkonstruksjonsfaktorene og er den tiden som en gitt struktur trenger for å nå hydratdannelsesbetingelser fra produksjonsbetingelser. CDT krav kan variere fra felt til felt men er vanligvis mer stringente for dypvanns- enn grunnvannsanvendelser. Tilsetning av nitrogen reduserer hydratlikevektstemperaturen, forlenger automatisk CDT og tillater mer tid for implementering av hydratkontrollforholdsregler. Ved bruk av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen på denne måte er det alternativt mulig å redusere isolasjonskravene for komponentene i ledningen og derfor også redusere omkostningene.

Under en planlagt eller ikke planlagt stans kan innføring av nitrogen også benyttes for å redusere behovet for trykkavlastning av de i utgangspunktet hydratfrie arealer av ledningen. Som et typisk eksempel på driftsbetingelser der et strømmende hydrokarbon har en temperatur på 18°C og den omgivende sjøvannstemperatur er 4 til 5°C, vil en stengning involvere trykkavlastning fra 200 bar til rundt 10 bar. Hvis nitrogen settes til en konsentrasjon på rundt 60 mol%, vil trykkavlastning til rundt 20 bar være tilstrekkelig mens for nitrogentilsetning til en konsentrasjon rundt 90 mol% vil en trykkavlastning til rundt 50 bar være tilstrekkelig.

En nitrogeninnføring kan gjennomføres relativt enkelt ved å tilveiebringe en ventilledning fra en nitrogenkilde til de ønskede innføringsseter på ledningen eller innen boringen. Slike ledninger er fortrinnsvis termisk isolerte og det kan være ønskelig å varme opp nitrogen før injeksjon, for eksempel ved overføring til injeksjonssetet. Nitrogen kan typisk innføres fra en nitrogengenerator eller et nitrogenreservoar (for eksempel en væske- eller trykksatt nitrogentank). Innføringen kan være operatør- kontrollert, imidlertid vil automatisk innføring, for eksempel datamaskinkontrollert som respons på signalet fra strømningsmonitorer, generelt være ønskelig.

Nitrogenet vil generelt innføres under normal stengningstrykk, for eksempel 50 til 250 bar. Nitrogenet kan alternativt innføres i en delvis eller fullstendig trykkavlastet ledning, i hvilket tilfellet et lavere innføringstrykk kan være tilstrekkelig. I ethvert tilfelle vil ledningen fra gasskilde til ledningsinnføringspunkt generelt tilveiebringes med pumper og/eller kompressorer.

Der nitrogen benyttes under trykkavlastning bør mengden som tilføres og den hastighet i hvilken tilføringen skjer tilpasses trykkavlastningsprofilen og isolasjonsegenskapene for ledningen for å sikre at trykk-og temperaturbetingelser ikke fører til hydratdannelse. På samme måte vil det under ny trykksetting generelt være ønskelig å tilsette nitrogen og på tilsvarende måte å tilpasse tilsatt mengde til ny trykkprofil. I mange tilfeller er det ønskelig å spyle ledningen (for eksempel fra brønnhodet eller andre valgte seter) med nitrogen før hydrokarbonstrømmen startes igjen. Videre kan det være ønskelig å sette til en kjemisk inhibitor (for eksempel glykol) til hydrokarbon under ny trykksetting.

Et spesielt område av ledningen der bruken av metoden ifølge oppfinnelsen er spesielt gunstig, er i stigere der gassløft kreves.

Gassløft benyttes for å drive væske opp store dypvannsstiger. Ved trykkavlastning kan restfluid i slike stigere skape et trykk som ligger langt over det ved hvilket, under omgivelsestemperaturbetingelser, hydratdannelse skjer ved bunnen av stigeren. Ved normal drift blir gass (generelt naturgass) injisert i hydrokarbonstrømmen ved eller nær stigerbunnen for å drive væske opp i og ut av stigeren. Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan før, under eller etter trykkavlastning, gassløftegass kobles til å være nitrogen for å minimalisere muligheten for at stigeren holder tilbake tilstrekkelig væske til å forårsake hydratdannelse når trykkavlastning gjennomføres.Før og under ny trykksetting kan stigerne likeledes spyles med nitrogen. Spesielt foretrukket blir nitrogenstrømmen i stigeren opprettholdt under stenging. Denne bruk av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er spesielt nyttig når stigerne har en vertikal lengde på 100 m eller mer, særlig 250 m eller mer og spesielt 500 m eller mer.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en apparatur for gjennomføring av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Utfra dette aspektet tilveiebringer oppfinnelsen en hydrokarbonoverføringsapparatur omfattende en ledning for hydrokarbonstrøm med en hydrokarboninnløpsventil og en hydrokarbonutløpsventil, en inhibitorgasskilde og en ventilutstyrt ledning fra kilden til en innløpsport i ledningen idet denne eventuelt er utstyrt med en pumpe.

Komponenten i appraturen ifølge oppfinnelsen kan inkludere hvilke som helst av komponentene som man regner med i hydrokarbonledningen fra en hydrokarbon-brønnboring til over vannoverflaten.

Spesielt ønskelig er det at hydrokarbonledningen er utstyrt med nitrogeninnløp, ventiler og luftinger ved et antall posisjoner langs lengden slik at den del av ledningen som skal behandles med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan velges etter ønske slik at for eksempel et begrenset volum av ledningen kan behandles hvis dette skal være ønskelig.

Nitrogenspyling, dvs. anvendelse av parametrene som diskutert ovenfor, kan benyttes for å beskytte en hydrokarbonstrømningsledning før produksjon (dvs. hydrokarbon-strøm) begynner, for eksempel under kommisjonering eller den første opptidsstart. Dette gir et ytterligere aspekt ved oppfinnelsen og kan anvendes selv for ekstremt lange ledninger, for eksempel opp til 2000 km, særlig opptil 1000 km. Sett fra dette aspekt tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for beskyttelse av en hydrokarbonstrømningsledning der metoden omfatter spyling av ledningen med nitrogen før begynnelse av hydrokarbonstrømmen.

Foreliggende oppfinnelse skal illustreres under henvisning til de vedlagte figurer der: Fig. 1 er et plott av et fasediagram for hydrat og gass (eller hydrokarbon)/vann ved forskjellige nivåer av nitrogeninnhold (linjene er respektivt hydrat likevektskurvene ved (1) 100 mol% nitrogen; (2) 95 mol% nitrogen; (3) 90 mol% nitrogen; (4) 80 mol% nitrogen; (5) 60 mol% nitrogen; (6) 40 mol% nitrogen; (7) 20 mol% nitrogen; og 1,5 mol% nitrogen); og Fig. 2 er et skjematisk diagram av en underoverflatehydrokarbonbrønn utstyrt for å kunne utøve fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.

Under henvisning til fig. 1 kan man se at ved å øke nitrogeninnholdet i en hydrokarbonstrøm til 80 mol% (for eksempel), blir hydratlikevektstrykket ved 4 °C øket fra rundt 4 bar til rundt 30 bar (for den benyttede hydrokarbonblanding).

Under henvisning til fig. 2 vises en havnivåplattform 1, bundet til sjøbunnbrønnhodene 2 via en ledning 3. Plattformen 1 er utstyrt med en nitrogengenerator 4 og en nitrogenledning 5 utstyrt med en pumpe 6 og (ikke viste) ventiler. Brønnhodene 2 er forbundet via jumpere 7 til en templat 8. Denne er forbundet via en spool 9 til en strømningsledning 10. Strømningsledningen 10 er forbundet via en spool 11 til en fast stige 12. Hydrokarbon som strømmer fra den faste stige 12 mates til et reservoar 13 på overflaten.

Før, under eller etter trykkavlastning eller før eller under ny trykksetting kan nitrogen fra generatoren 4 injiseres i ledningen 3 oppstrøms jumperen 7 og spools 9 eller 10, eller som en gassformig løftegass inn i bunnen av stigeren 12.

Claims (14)

1. Fremgangsmåte for å beskytte en hydrokarbonledning (3) mot hydratdannelse under en periode med redusert hydrokarbonstrøm,karakterisertv e d at den omfatter innføring av nitrogen inn i ledningen (3) i nevnte tidsrom under et trykk p på 1 til 350 bar g og ved en hastighet på (1,5 til 35) . A kg/sek (der A er det indre tverrsnittsarealet for ledningen (3) i kvadratmeter) i et tidsrom t timer der t = p.d/n der d er lengden i km for ledningen (3) fra nitrogeninnføringslokasjoner og n er 10 til 400.

2. Fremgangsmåte for å beskytte en hydrokarbonledning (3) mot hydratdannelse under en periode med redusert hydrokarbonstrøm,karakterisertv e d at den omfatter innføring av nitrogen i ledningen (3) under et tidsrom med et trykk p på 1 til 350 bar g og ved en hastighet på 0,1 til 50 kg/sek i et tidsrom på t timer der t = p . d/n der d er lengden i km av ledningen fra nitrogeninnføringslokasjonen og n er 10 til 400.

3. Fremgangsmåte for å beskytte en hydrokarbonledning (3) mot hydratdannelse under et tidsrom med redusert hydrokarbonstrøm,karakterisertv e d at den omfatter innføring av nitrogen i ledningen (3) i nevnte tidsrom under et trykk p på 1 til 350 bar g og med en mengde på 0,1 til 50 kg/sek.

4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 3,karakterisert vedat p.d er mindre enn 2000.

5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 4,karakterisert vedat hvis trykket i ledningen (3) ved stenging er slik at p.d er større enn 2000 blir trykket redusert for å redusere p.d til 2000 eller mindre.

6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 5,karakterisert vedat nitrogeninnføringen gjennomføres innen 1 time fra stenging.

7. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 6,karakterisert vedat p.d./t ligger i området 100 til 200.

8. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 7,karakterisert vedat t er 0,5 til 20 timer.

9. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 8,karakterisert vedat r er 0,5 til 50 kg/sek.

10. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 9,karakterisert vedat r er 1 til 30 kg/sek.

11. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 10,karakterisert vedat nitrogenet er minst 90 mol% rent.

12. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 11,karakterisert vedat hydrokarbonet er naturgass.

13. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av kravene 1 til 12,karakterisert vedat omgivelsestemperaturen utenfor ledningen (3) er mindre enn hydratlikevektstemperaturen for trykket og innholdet i ledningen (3), dvs. under 30 °C, mer generelt under 18 °C og særlig under 5°C.

14. Fremgangsmåte for beskyttelse av en hydrokarbonstrømledning (3),karakterisert vedat den omfatter spyling av ledningen (3) med nitrogen før påbegynnelse av en hydrokarbonstrøm.