NO20120195A1 - Offshore processing progress feed - Google Patents

Offshore processing progress feed Download PDF

Info

Publication number
NO20120195A1
NO20120195A1 NO20120195A NO20120195A NO20120195A1 NO 20120195 A1 NO20120195 A1 NO 20120195A1 NO 20120195 A NO20120195 A NO 20120195A NO 20120195 A NO20120195 A NO 20120195A NO 20120195 A1 NO20120195 A1 NO 20120195A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
treatment solution
compound
outlet
rich
absorbent
Prior art date
Application number
NO20120195A
Other languages
Norwegian (no)
Inventor
Steinar Eriksen
Bodil Hop
Torbjorn Ruud
Original Assignee
Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Fmc Kongsberg Subsea As filed Critical Fmc Kongsberg Subsea As
Priority to NO20120195A priority Critical patent/NO20120195A1/en
Priority to EP13706235.2A priority patent/EP2817397B1/en
Priority to US14/380,718 priority patent/US9638019B2/en
Priority to PCT/EP2013/053411 priority patent/WO2013124336A2/en
Publication of NO20120195A1 publication Critical patent/NO20120195A1/en

Links

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/101—Removal of contaminants
    • C10L3/102—Removal of contaminants of acid contaminants
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1425—Regeneration of liquid absorbents
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/202—Alcohols or their derivatives
    • B01D2252/2023—Glycols, diols or their derivatives
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2252/00—Absorbents, i.e. solvents and liquid materials for gas absorption
    • B01D2252/20—Organic absorbents
    • B01D2252/204—Amines
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2256/00—Main component in the product gas stream after treatment
    • B01D2256/24—Hydrocarbons
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/30—Sulfur compounds
    • B01D2257/304—Hydrogen sulfide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2257/00—Components to be removed
    • B01D2257/50—Carbon oxides
    • B01D2257/504—Carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1406—Multiple stage absorption
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1462—Removing mixtures of hydrogen sulfide and carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/14—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by absorption
    • B01D53/1456—Removing acid components
    • B01D53/1475—Removing carbon dioxide
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/26—Drying gases or vapours
    • B01D53/263—Drying gases or vapours by absorption

Abstract

Fremgangsmåte for fjerning av en forbindelse fra en uforedlet hydrokarbongasstrøm som skal fremskaffes fra en undersjøisk brønn er tilkjennegitt. Fremgangsmåten omfatter å bringe den uforedlede hydrokarbongasstrømmen i kontakt med en behandlingsløsning som omfatter et absorberingsmiddel som i det minste delvis er selektivt overfor forbindelsen som skal fjernes, for derved å oppnå en rik behandlingsløsning og en forbindelsesutarmet gasstrøm, regenerere behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet ved å desorbere forbindelsen fra den rike behandlingsløsningen, for derved å oppnå en forbindelsesstrøm. Den uforedlede hydrokarbongasstrømmen blir brakt i kontakt med behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet undersjøisk, den forbindelsesutarmede gasstrømmen blir oppnådd undersjøisk, mens regenereringen av den rike behandlingsløsningen og oppnåelsen av forbindelsesstrømmen blir utført på toppsiden.Procedure for removing a compound from an unprocessed hydrocarbon gas stream to be obtained from a subsea well is disclosed. The method comprises contacting the unprocessed hydrocarbon gas stream with a treatment solution comprising an absorbent which is at least partially selective to the compound to be removed, thereby obtaining a rich treatment solution and a compound depleted gas stream, regenerating the treatment solution comprising the absorbent by desorbing the compound from the rich treatment solution, thereby obtaining a connecting stream. The unprocessed hydrocarbon gas stream is contacted with the treatment solution comprising the absorbent underwater, the depleted gas stream is obtained underwater, while the regeneration of the rich treatment solution and the obtaining of the stream of connection are carried out on the top side.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en offshore-prosesseringsfremgangsmåte, og spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en offshore-prosesseringsfremgangsmåte der en behandlingsløsning blir benyttet for å separere en komponent fra en hovedfluidstrøm. The present invention relates to an offshore processing method, and specifically the present invention relates to an offshore processing method where a treatment solution is used to separate a component from a main fluid stream.

BAKGRUNN BACKGROUND

Uforedlet prosessfluid som er ekstrahert fra en brønn blir først separert i en uforedlet naturgasstrøm og én eller flere væskestrømmer. Den uforedlede naturgasstrømmen vil vanligvis inneholde sure forbindelser slik som karbondioksid og hydrogensulfid i tillegg til å være mettet med vann. De sure forbindelsene kan sammen med kondensert vann danne flytende syre under håndtering og transport som kan føre til korrosjon dersom ikke alt utstyret er laget av høykvalitets- og høykostnadsstål. Videre kan tilstedeværelsen av vann i naturgassen under temperatur- og trykkendringer føre til dannelsen av faste hydrater som kan føre til blokkering av passeringene gjennom utstyret. Raw process fluid extracted from a well is first separated into a raw natural gas stream and one or more liquid streams. The raw natural gas stream will usually contain acidic compounds such as carbon dioxide and hydrogen sulphide in addition to being saturated with water. The acidic compounds can, together with condensed water, form liquid acid during handling and transport which can lead to corrosion if all the equipment is not made of high-quality and high-cost steel. Furthermore, the presence of water in the natural gas during temperature and pressure changes can lead to the formation of solid hydrates which can lead to blocking of the passages through the equipment.

KJENT TEKNIKK PRIOR ART

Det er velkjent å sende den uforedlede naturgassen gjennom ulike separasjonsprosesser for å fjerne sure forbindelser, vann og/eller andre forbindelser for å oppnå en naturgasstrøm som er klar for eksport. It is well known to send the raw natural gas through various separation processes to remove acidic compounds, water and/or other compounds to obtain a natural gas stream that is ready for export.

Når naturgass konvensjonelt blir gjenvunnet fra en undersjøisk brønn blir brønnstrømmen enten transportert til en toppsidefasilitet som den foreligger eller en første faseseparasjon finner sted undersjøisk før gassen og/eller oljen blir transportert til en toppsidefasilitet for ytterligere behandling før eksport. When natural gas is conventionally recovered from a subsea well, the well stream is either transported to a topside facility as it is or a first phase separation takes place subsea before the gas and/or oil is transported to a topside facility for further treatment before export.

Kjente prosesser for fjerning av sure komponenter/CC^og vann inkluderer separate absorpsjonsprosesser der den uforedlede gassen blir brakt i kontakt med en selektiv absorberingsløsning. Etter kontakt med den absorberende løsningen blir en gasstrøm som er utarmet med hensyn på forbindelsen som er absorbert i den absorberende løsningen oppnådd. For å fjerne flere forbindelser eller grupper av forbindelser kan den uforedlede gasstrømmen bli sendt gjennom en serie med ekstraherere som benytter lignende eller ulike absorberingsløsninger. Known processes for removing acidic components/CC^ and water include separate absorption processes where the raw gas is brought into contact with a selective absorption solution. After contact with the absorbent solution, a gas stream which is depleted with respect to the compound absorbed in the absorbent solution is obtained. To remove several compounds or groups of compounds, the raw gas stream can be passed through a series of extractors using similar or different absorbent solutions.

De ulike absorberingsløsningene som inkluderer de selektive absorberende midlene krever spesiell behandling. Av disse og andre grunner blir de absorberende løsningene vanligvis regenerert for bruk på nytt i absorpsjonsprosessen. Regenereringen blir normalt utført ved oppvarming og/eller senkning av trykket i den rike absorpsjonsløsningen i en desorber, noe som fører til desorpsjon av den absorberte forbindelsen fra løsningen. Løsningen blir separert fra den desorberte gassen og avkjølt før den blir benyttet på nytt. Desorpsjons- og regenereringsprosessen er krevende både med hensyn på energi, i hovedsak oppvarming, og med hensyn på strukturell plass. The various absorbent solutions that include the selective absorbents require special treatment. For these and other reasons, the absorbent solutions are usually regenerated for reuse in the absorption process. The regeneration is normally carried out by heating and/or lowering the pressure in the rich absorption solution in a desorber, which leads to desorption of the absorbed compound from the solution. The solution is separated from the desorbed gas and cooled before it is used again. The desorption and regeneration process is demanding both in terms of energy, mainly heating, and in terms of structural space.

For undersjøiske brønner blir behandlingsprosessene per i dag utført på toppsiden, noe som fordrer at all gassen bringes opp til overflaten og at alt prosessutstyret er installert på toppsiden inkludert absorberere, desorberere, tanker til behandlingsløsninger osv. På grunn av det faktumet at toppsidefasiliteten håndterer all den produserte naturgassen så må sikkerhetskrav bli oppfylt. Risikoen er i utgangspunktet vesentlig nå brennbar gass blir håndtert og sikkerhetskravene må være på plass for å senke risikoen. Dette øker størrelsen og kompleksiteten til toppsidefasiliteten. For subsea wells, the treatment processes are currently carried out on the topside, which requires that all the gas is brought to the surface and that all the process equipment is installed on the topside including absorbers, desorbers, treatment solution tanks, etc. Due to the fact that the topside facility handles all the produced the natural gas, then safety requirements must be met. The risk is basically significant now that flammable gas is handled and the safety requirements must be in place to reduce the risk. This increases the size and complexity of the top page facility.

Toppsidefasiliteten kan være en flytende plattform eller skipsliknende konstruksjon eller den kan være en riggkonstruksjon med ett eller flere ben som er fikserte på sjøbunnen. The topside facility may be a floating platform or ship-like structure or it may be a rig structure with one or more legs fixed to the seabed.

MÅL FOR OPPFINNELSEN OBJECTS OF THE INVENTION

Målet med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en alternativ fremgangsmåte og system for gassbehandling som medfører færre krav til toppsidefasiliteten, uten signifikant å øke kompleksiteten for systemet. The aim of the present invention is to provide an alternative method and system for gas treatment which entails fewer demands on the topside facility, without significantly increasing the complexity of the system.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for fjerning av en forbindelse fra en uforedlet hydrokarbongasstrøm som skal fremskaffes fra en undersjøisk brønn, der fremgangsmåten omfatter å bringe den uforedlede hydrokarbongasstrømmen i kontakt med en behandlingsløsning som omfatter et absorberingsmiddel som i det minste delvis er selektiv overfor forbindelsen som skal fjernes, for derved å regenerere behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet ved å desorbere forbindelsen fra den rike behandlingsløsningen, for derved å oppnå en forbindelsesstrøm der den uforedlede hydrokarbongasstrømmen blir brakt i kontakt med behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet undersjøisk, den forbindelsesutarmede gasstrømmen blir oppnådd undersjøisk, mens regenereringen av den rike behandlingsløsningen og oppnåelse av forbindelsesstrømmen blir utført på toppsiden. The present invention provides a method for removing a compound from an unrefined hydrocarbon gas stream to be obtained from a subsea well, wherein the method comprises bringing the unrefined hydrocarbon gas stream into contact with a treatment solution comprising an absorbent which is at least partially selective towards the compound to be removed, thereby regenerating the treatment solution comprising the absorbent by desorbing the compound from the rich treatment solution, thereby obtaining a compound stream where the raw hydrocarbon gas stream is brought into contact with the treatment solution comprising the absorbent subsea, the compound depleted gas stream is obtained subsea, while the regeneration of the rich treatment solution and achievement of the connection flow is performed on the top side.

I et annet aspekt omfatter fremgangsmåten å transportere behandlingsløsningen som er rik med hensyn på forbindelsen fra havbunnen til toppsiden og transportere behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet fra toppsiden og ned på havbunnen. In another aspect, the method comprises transporting the treatment solution rich in the compound from the seabed to the topside and transporting the treatment solution comprising the absorbent from the topside down to the seabed.

I nok et annet aspekt omfatter fremgangsmåten varmeveksling av den rike behandlingsløsningen med behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet under transportering. In yet another aspect, the method comprises heat exchanging the rich treatment solution with the treatment solution comprising the absorbent during transport.

I et ytterligere aspekt omfatter fremgangsmåten inline-blanding av den uforedlede naturgassen og behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet. In a further aspect, the method comprises inline mixing of the raw natural gas and the treatment solution comprising the absorbent.

I nok et annet aspekt omfatter fremgangsmåten å bringe den uforedlede naturgassen og behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet i kontakt med en motstrøms-ekstraheringskolonne. In yet another aspect, the method comprises contacting the raw natural gas and the treatment solution comprising the absorbent with a countercurrent extraction column.

I et første aspekt av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse er forbindelsen som skal fjernes CO2og eventuelt H2S. Ifølge dette første aspektet vil den oppnådde forbindelsesstrømmen omfatte i hovedsak CO2, og denne strømmen blir ytterligere satt under trykk og injisert på nytt undersjøisk. Følge dette første aspektet av oppfinnelsen omfatter behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet et CCh-absorberingsmiddel. Absorberingsmiddelet kan fritt bli valgt blant tilgjengelige CCh-absorberingsmidler. I et ytterligere aspekt av dette første aspektet av oppfinnelsen er behandlingsløsningen en vandig aminløsning. In a first aspect of the method according to the present invention, the compound to be removed is CO2 and possibly H2S. According to this first aspect, the obtained connection flow will comprise mainly CO2, and this flow will be further pressurized and re-injected undersea. Following this first aspect of the invention, the treatment solution comprising the absorbent comprises a CCh absorbent. The absorbent can be freely chosen from available CCh absorbents. In a further aspect of this first aspect of the invention, the treatment solution is an aqueous amine solution.

I et andre aspekt av foreliggende oppfinnelse er forbindelsen som skal fjernes H2O. Ifølge dette andre aspektet av oppfinnelsen så omfatter behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet et Ff^O-absorberingsmiddel. Absorberingsmiddelet kan fritt bli valgt blant tilgjengelige Ff^O-absorberingsmidler. I et ytterligere aspekt av dette andre aspektet av foreliggende oppfinnelse så er behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet en glykolløsning. Videre ifølge dette andre aspektet av oppfinnelsen så omfatter den oppnådde forbindelsesstrømmen i hovedsak H2O-damp, som kan bli sluppet ut i atmosfæren. In another aspect of the present invention, the compound to be removed is H2O. According to this second aspect of the invention, the treatment solution comprising the absorbent comprises a Ff^O absorbent. The absorbent can be freely chosen from available Ff^O absorbents. In a further aspect of this second aspect of the present invention, the treatment solution comprising the absorbent is a glycol solution. Furthermore, according to this second aspect of the invention, the obtained connection flow mainly comprises H2O vapor, which can be released into the atmosphere.

I et ytterligere aspekt omfatter fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse først å utføre fremgangsmåten ifølge det første aspektet og deretter å utføre fremgangsmåten ifølge det andre aspektet på den CC^-utarmede gassen som er oppnådd ved å utføre fremgangsmåten ifølge det første aspektet. In a further aspect, the method according to the present invention comprises first carrying out the method according to the first aspect and then carrying out the method according to the second aspect on the CC^-depleted gas obtained by carrying out the method according to the first aspect.

Videre tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et behandlingssystem for uforedlet naturgass for fjerning av en forbindelse fra en strøm med uforedlet naturgass som omfatter en absorberingsenhet med et inntak for naturgass, et inntak for behandlingsløsning, et uttak for en forbindelsesutarmet gass og et uttak for rik behandlingsløsning og som omfatter en desorpsjonsenhet med et inntak for rik behandlingsløsning, et uttak for forbindelse og et uttak for utarmet behandlingsløsning, der uttaket for rik behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med inntaket for rik behandlingsløsning og uttaket for utarmet behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med inntaket for behandlingsløsning, der absorpsjonsenheten er anbrakt undersjøisk og desorpsjonsenheten er anbrakt på toppsiden. Furthermore, the present invention provides a treatment system for raw natural gas for removing a compound from a stream of raw natural gas which comprises an absorption unit with an inlet for natural gas, an inlet for treatment solution, an outlet for a compound-depleted gas and an outlet for rich treatment solution and which includes a desorption unit with a rich treatment solution inlet, a compound outlet and a depleted treatment solution outlet, wherein the rich treatment solution outlet is in fluid communication with the rich treatment solution inlet and the depleted treatment solution outlet is in fluid communication with the treatment solution inlet, wherein the absorption unit is placed underwater and the desorption unit is placed on the top side.

I ett aspekt av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter systemet en varmeveksler for å varmeveksle den rike behandlingsløsningen med den utarmede behandlingsløsningen. I én utførelsesform ifølge aspektet av systemet så er varmeveksleren et rør-i-rør stigerør. I en fordelaktig utførelsesform omfatter rør-i-rør stigerøret et indre rør i fluid kommunikasjon med uttaket på toppsiden for den utarmede løsningen og inntaket for behandlingsløsningen undersjøisk, og et ytre rør i fluid kommunikasjon med utløpet undersjøisk for den rike behandlingsløsningen og inntaket på toppsiden for den rike behandlingsløsningen. In one aspect of the system according to the present invention, the system comprises a heat exchanger to heat exchange the rich treatment solution with the depleted treatment solution. In one embodiment according to the aspect of the system, the heat exchanger is a tube-in-tube riser. In an advantageous embodiment, the pipe-in-pipe riser comprises an inner pipe in fluid communication with the outlet on the top side for the depleted solution and the intake for the subsea treatment solution, and an outer pipe in fluid communication with the outlet under the sea for the rich treatment solution and the intake on the top side for the rich treatment solution.

I et annet aspekt av systemet omfatter absorpsjonsenheten en inline-blandeinnretning og/eller en ekstraksjonskolonne. In another aspect of the system, the absorption unit comprises an inline mixer and/or an extraction column.

I et første aspekt omfatter systemet ytterligere en andre absorpsjonsenhet med et andre inntak for naturgass, et andre inntak for behandlingsløsning, et andre uttak for forbindelsesutarmet gass og et andre uttak for rik behandlingsløsning og som omfatter en andre desorpsjonsenhet med et andre inntak for rik behandlingsløsning, et andre uttak for forbindelse og et andre uttak for utarmet behandlingsløsning, der det andre inntaket for naturgass er i fluid kommunikasjon med uttaket for forbindelsesutarmet gass, det andre uttaket for rik behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med det andre inntaket fro rik behandlingsløsning, og det andre uttaket for utarmet behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med det andre inntaket for behandlingsløsning, der den andre absorpsjonsenheten er anbrakt undersjøisk og den andre desorpsjonsenheten er anbrakt på toppsiden. In a first aspect, the system further comprises a second absorption unit with a second inlet for natural gas, a second inlet for treatment solution, a second outlet for compound-depleted gas and a second outlet for rich treatment solution and comprising a second desorption unit with a second inlet for rich treatment solution, a second outlet for compound and a second outlet for depleted treatment solution, where the second intake for natural gas is in fluid communication with the outlet for compound-depleted gas, the second outlet for rich treatment solution is in fluid communication with the second intake from rich treatment solution, and the other the outlet for depleted treatment solution is in fluid communication with the second intake for treatment solution, where the second absorption unit is located underwater and the second desorption unit is located on the top side.

I ett aspekt av systemet ifølge det ytterligere aspektet av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er den første forbindelsen CO2, absorpsjonsenheten er en C02-absorberer, den andre forbindelsen er H2O og den andre absorbereren er et dehydrerende middel. In one aspect of the system according to the further aspect of the system of the present invention, the first compound is CO2, the absorption unit is a CO2 absorber, the second compound is H2O and the second absorber is a dehydrating agent.

Uttrykket «toppside» refererer slik det blir benyttet her til en posisjon i nærheten av havnivået. For flytende toppsideinstallasjoner kan deler av utstyret bli installert over eller under havnivået men innenfor eller på det flytende fartøyet eller plattformen. For plattformer med ett eller flere ben som er forbundet med sjøbunnen skal uttrykket «toppside» bli tolket å referere til enhver posisjon på plattformen over havnivået. The term "topside" as used here refers to a position near sea level. For floating topside installations, parts of the equipment may be installed above or below sea level but within or on the floating vessel or platform. For platforms with one or more legs connected to the seabed, the term "topside" shall be interpreted to refer to any position on the platform above sea level.

Ifølge foreliggende oppfinnelse finner en stor del av hydrokarbongasshåndteringen sted undersjøisk, men noen regenereringsprosesser og sidestrømmer blir håndtert på toppsiden. According to the present invention, a large part of the hydrocarbon gas handling takes place underwater, but some regeneration processes and side streams are handled on the top side.

Ettersom det i denne løsningen er fluider som blir transportert mellom toppsidefasiliteter og undersjøiske fasiliteter så kan man avhengig av vanndybde og prosesstrykket undersjøisk gjøre bruk av forskjellene i operasjonstrykk under vann og på toppsiden for å redusere eller eventuelt eliminere behovet for ytterligere trykkøkende/-minskende innretninger slik som pumper/strupere/løftegassystemer osv., i systemet. Det hydrauliske hodet og transporteringen i seg selv vil hjelpe til i trykkøkningen og trykkminskningen for fluidene som blir transportert mellom havbunnen og toppsiden. As in this solution there are fluids that are transported between topside facilities and underwater facilities, depending on the water depth and the process pressure underwater, you can make use of the differences in operating pressure underwater and on the topside to reduce or possibly eliminate the need for further pressure-increasing/reducing devices such as such as pumps/throttles/lift gas systems etc., in the system. The hydraulic head and the transport itself will help in the pressure increase and the pressure decrease for the fluids that are transported between the seabed and the top side.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Foreliggende oppfinnelse vil bli diskutert i ytterligere detalj med referanse til de tilhørende figurene der: Figur 1 skjematisk illustrerer en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figur 2 illustrerer prosesskjemaet for en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figur 3 illustrerer en tverrsnittfremstilling i langsgående retning av en utførelsesform av stigerøret/rørlinjen. The present invention will be discussed in further detail with reference to the associated figures where: Figure 1 schematically illustrates a first embodiment of the present invention. Figure 2 illustrates the process diagram for a second embodiment of the present invention. Figure 3 illustrates a cross-sectional representation in the longitudinal direction of an embodiment of the riser/pipe line.

Prinsipiell beskrivelse av oppfinnelsen Principal description of the invention

Figur 1 illustrerer hvordan, ifølge foreliggende oppfinnelse, en uforedlet gasstrøm 11 som omfatter en forbindelse som skal fjernes blir ført inn i et ekstraksjonssystem 14, 16 anbrakt undersjøisk. I den illustrerte utførelsesformen er ekstraksjonssystemet en totrinnsprosess med en første direkte ekstraherer (blandeinnretning) 14 og en tradisjonell ekstraksj on skol onne 16. Likevel er ikke foreliggende oppfinnelse begrenset til denne utførelsesformen men ethvert ekstraksjonssystem som er tilgjengelig for undersjøiske oppsett kan bli benyttet. I en direkte ekstraherer blir gasstrømmen brakt i kontakt med en behandlingsløsningsstrøm ført inn gjennom rør 23. Den oppnådde gassbehandlingsløsningsblandingen fortsetter som strøm 17 inn i ekstraksjonskolonnen 16. Mager behandlingsløsning blir tilveiebrakt til kolonnen fra rør 21. I den illustrerte utførelsesformen blir behandlingsløsningen for den direkte ekstrahereren oppnådd fra kolonnen 16 på et nivå over gassinntaket, men likevel er ikke foreliggende oppfinnelse begrenset til denne løsningen fordi mager behandlingsløsning også kan bli tilført til den direkte ekstrahereren i tillegg til kolonnen. Behandlingsløsningen omfatter én eller flere enheter som med i det minste noe selektivitet absorberer forbindelsen som skal bli fjernet fra den uforedlede gasstrømmen. En enhet og løsningsmiddel/fortynningsmiddel som kan benyttes for å danne en effektiv behandlingsløsning kan bli valgt av brukeren avhengig av forbindelsen som skal fjernes og de fremherskende betingelsene inne i systemet. Under kontakt med behandlingsløsningen blir forbindelsen som skal fjernes absorbert i løsningen. Dermed forlater den uforedlede gassen systemet, i det minste delvis utarmet for forbindelsen som skal fjernes, over toppen av kolonnen gjennom rørlinje 31. Dermed forblir hovedstrømmen av den ubehandlede gassen under vann under behandlingsprosessen. Den rike behandlingsløsningen forlater ekstrahereren 16 gjennom uttaksrørlinjen 25 i bunnen. I den illustrerte utførelsesformen er en pumpe 18 tilveiebrakt for å tvinge den rike behandlingsløsningen til å fortsette opp gjennom stigerøret eller rørlinjen 27. Dette er kun en illustrasjon på én mulig måte å sikre transport av den rike behandlingsløsningen på opp gjennom rørlinjen 27, og andre fremgangsmåter for å tilveiebringe det nødvendige trykket og strømmen på kan like godt bli benyttet. På en toppsidefasilitet 90 er et regenereringssystem 20 installert. Systemet mottar den rike løsningen fra rørledning 27, desorberer og separerer den absorberte forbindelsen fra dette og oppnår en utarmet behandlingsløsning som sendes tilbake til det undersjøiske ekstraksjonssystem et gjennom rørlinje/stigerør 21. Den desorberte forbindelsen forlater regenereringsenheten 20 som strøm 29. Figure 1 illustrates how, according to the present invention, an unrefined gas stream 11 comprising a compound to be removed is introduced into an extraction system 14, 16 located underwater. In the illustrated embodiment, the extraction system is a two-stage process with a first direct extractor (mixing device) 14 and a traditional extraction column 16. Nevertheless, the present invention is not limited to this embodiment, but any extraction system that is available for underwater setups can be used. In a direct extractor, the gas stream is contacted with a treatment solution stream introduced through pipe 23. The resulting gas treatment solution mixture continues as stream 17 into the extraction column 16. Lean treatment solution is supplied to the column from pipe 21. In the illustrated embodiment, the treatment solution for the direct extractor is obtained from the column 16 at a level above the gas inlet, but nevertheless the present invention is not limited to this solution because lean treatment solution can also be supplied to the direct extractor in addition to the column. The treatment solution comprises one or more units which absorb with at least some selectivity the compound to be removed from the raw gas stream. A device and solvent/diluent that can be used to form an effective treatment solution can be selected by the user depending on the compound to be removed and the prevailing conditions within the system. During contact with the treatment solution, the compound to be removed is absorbed into the solution. Thus, the raw gas leaves the system, at least partially depleted of the compound to be removed, over the top of the column through pipe line 31. Thus, the main stream of the raw gas remains under water during the treatment process. The rich treatment solution leaves the extractor 16 through the outlet pipe line 25 at the bottom. In the illustrated embodiment, a pump 18 is provided to force the rich treatment solution to continue up through the riser or pipeline 27. This is only an illustration of one possible way to ensure transport of the rich treatment solution up through the pipeline 27, and other methods to provide the necessary pressure and current on may as well be used. On a topside facility 90, a regeneration system 20 is installed. The system receives the rich solution from pipeline 27, desorbs and separates the absorbed compound therefrom and obtains a depleted treatment solution which is sent back to the subsea extraction system through pipeline/riser 21. The desorbed compound leaves the regeneration unit 20 as stream 29.

I ett aspekt av foreliggende oppfinnelse er forbindelsen som skal fjernes en sur gass, slik som CO2og/eller H2S og behandlingsløsningen omfatter et aminbasert CO2-absorberingsmiddel. I en annen utførelsesform er forbindelsen som skal fjernes fra gassen vann, og behandlingsløsningen er et vannabsorberingsmiddel slik som trietylenglykol eller en annen glykolbasert vannabsorberende forbindelse. In one aspect of the present invention, the compound to be removed is an acid gas, such as CO2 and/or H2S and the treatment solution comprises an amine-based CO2 absorbent. In another embodiment, the compound to be removed from the gas is water, and the treatment solution is a water absorbent such as triethylene glycol or another glycol-based water absorbent compound.

Figur 2 illustrerer en ytterligere utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Illustrert her er også den første behandlingen av et brønnfluid 1. Først går brønnfluidet 1 inn i en faseseparator 2, der gasstrømmen blir separert fra væsken. I den illustrerte utførelsesformen blir en vannstrøm 19 sendt til et behandlingssystem 4 for produsert vann, og oljestrømmen 16 blir sendt til et oljebehandlingssystem 6. Gassen 3 blir først avkjølt med en kjøler 8 for å oppnå en avkjølt gass 5. Avkjølingen fører til kondensering av høyere hydrokarboner som blir separert i separator 10. Den flytende strømmen 7 blir via pumpe 12 og rør 9 blandet med hovedoljestrømmen fra separatoren 2. Gassen 11 som forsvinner over toppen av separatoren 10 blir utsatt for et system og en behandling som diskutert i sammenheng med figur 1. Den oppnådde, behandlede gassen 31 går inn i et andre system ifølge foreliggende oppfinnelse som omfatter en direkte ekstraherer 34, der den blir brakt i kontakt med en behandlingsløsningsstrøm 43. Den oppnådde blandingen blir ført inn i en ekstraksj onskolonne 36. Den rike behandlingsløsningen går ut via bunnen som strøm 45, via pumpe 38 og blir transportert via rørlinje 47 til en toppsideinstallasjon 90 og en regenereringsenhet 40. Her blir forbindelsen som ble absorbert i den rike behandlingsløsningen frigjort og dette fører til en forbindelsesstrøm 49 og en mager behandlingsløsning 41 som blir returnert til den undersjøiske ekstrahereren 36. Figure 2 illustrates a further embodiment of the present invention. Also illustrated here is the first treatment of a well fluid 1. First, the well fluid 1 enters a phase separator 2, where the gas stream is separated from the liquid. In the illustrated embodiment, a water stream 19 is sent to a produced water treatment system 4, and the oil stream 16 is sent to an oil treatment system 6. The gas 3 is first cooled with a cooler 8 to obtain a cooled gas 5. The cooling leads to the condensation of higher hydrocarbons that are separated in separator 10. The liquid stream 7 is mixed via pump 12 and pipe 9 with the main oil stream from separator 2. The gas 11 that disappears over the top of separator 10 is subjected to a system and a treatment as discussed in connection with figure 1 The resulting treated gas 31 enters a second system according to the present invention comprising a direct extractor 34, where it is brought into contact with a treatment solution stream 43. The resulting mixture is fed into an extraction column 36. The rich treatment solution passes out via the bottom as stream 45, via pump 38 and is transported via pipeline 47 to a top side installation 90 and a regen ring unit 40. Here the compound that was absorbed in the rich treatment solution is released and this leads to a compound stream 49 and a lean treatment solution 41 which is returned to the underwater extractor 36.

Den behandlede gasstrømmen 51 som går ut over toppen av 36 kan bli komprimert i kompressor 52 og temperaturen i den komprimerte gassen 53 kan bli kontrollert av varmeveksler 54, for herved å tilveiebringe en strøm av behandlet gass 55 justert for rørledningstransport. The treated gas stream 51 exiting over the top of 36 can be compressed in compressor 52 and the temperature of the compressed gas 53 can be controlled by heat exchanger 54, thereby providing a stream of treated gas 55 adjusted for pipeline transport.

I én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse blir CO2fjernet i den første ekstrahereren 16 og vann blir fjernet fra gassen i den andre ekstrahereren 36, hvorved den oppnådde gassen «sweetened and dewpointed» for å muliggjøre rørlinjetransport. CO229 som blir frigjort fra behandlingsløsningen 27 inne i enheten 20 blir deretter i denne utførelsesformen overført til et CO2-injeksjonssystem 60 der den blir komprimert eller på annen måte klargjort for injeksjon via linje 61. Gasstrømmen 31 er en nøytral gasstrøm. Vann som er til stede i gassen blir absorbert i behandlingsløsningen 47. Den fjernede forbindelsen i strøm 49 er vann og denne strømmen kan bli frigjort ut i atmosfæren. Gasstrømmen 51 er nøytral og tørr og er som en slik klargjort for transport. In one embodiment of the present invention, CO2 is removed in the first extractor 16 and water is removed from the gas in the second extractor 36, whereby the resulting gas is "sweetened and dewpointed" to enable pipeline transport. The CO229 that is released from the treatment solution 27 inside the unit 20 is then in this embodiment transferred to a CO2 injection system 60 where it is compressed or otherwise prepared for injection via line 61. The gas stream 31 is a neutral gas stream. Water present in the gas is absorbed in the treatment solution 47. The removed compound in stream 49 is water and this stream can be released into the atmosphere. The gas flow 51 is neutral and dry and as such is prepared for transport.

Figur 3 illustrerer en rørlinj ekonfigurasj on som danner et aspekt av foreliggende oppfinnelse. Her tilsvarer rørlinjene 121 og 127 rørlinjene 21 og 27 på figur 1, men er anbrakt som et rør-i-rør stigerør. I den illustrerte utførelsesformen transporterer det indre røret 127 av de to konsentriske rørene den magre behandlingsløsningen, mens det ytre røret 121 av de to konsentriske rørene transporterer den rike behandlingsløsningen. Toppside-regenereringen av behandlingsløsningen involverer normalt å tilføre varme til løsningen for å frigjøre den absorberte forbindelsen, rør-i-rør-oppsettet gjør det mulig med varmeoverføring fra den varme magre behandlingsløsningen til den rike behandlingsløsningen og muliggjør derved en mer energieffektiv prosess i tillegg til å redusere antallet koblinger mellom den undersjøiske installasjonen og toppside-fasiliteten. Figure 3 illustrates a pipeline configuration which forms an aspect of the present invention. Here, pipelines 121 and 127 correspond to pipelines 21 and 27 in Figure 1, but are arranged as a pipe-in-pipe riser. In the illustrated embodiment, the inner tube 127 of the two concentric tubes transports the lean treatment solution, while the outer tube 121 of the two concentric tubes transports the rich treatment solution. The topside regeneration of the treatment solution normally involves adding heat to the solution to release the absorbed compound, the tube-in-tube setup allows for heat transfer from the hot lean treatment solution to the rich treatment solution thereby enabling a more energy efficient process in addition to to reduce the number of connections between the subsea installation and the topside facility.

Claims (19)

1. Fremgangsmåte for fjerning av en forbindelse fra en uforedlet hydrokarbongasstrøm som skal fremskaffes fra en undersjøisk brønn, der fremgangsmåten omfatter å bringe den uforedlede hydrokarbongasstrømmen i kontakt med en behandlingsløsning som omfatter et absorberingsmiddel som i det minste delvis er selektiv overfor forbindelsen som skal fjernes, for derved å regenerere behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet ved å desorbere forbindelsen fra den rike behandlingsløsningen, for derved å oppnå en forbindelsesstrøm der den uforedlede hydrokarbongasstrømmen blir brakt i kontakt med behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet undersjøisk, den forbindelsesutarmede gasstrømmen blir oppnådd undersjøisk, mens regenereringen av den rike behandlingsløsningen og oppnåelse av forbindelsesstrømmen blir utført på toppsiden.1. Method for removing a compound from an unrefined hydrocarbon gas stream to be obtained from a subsea well, where the method comprises bringing the unrefined hydrocarbon gas stream into contact with a treatment solution comprising an absorbent which is at least partially selective towards the compound to be removed, thereby regenerating the treatment solution comprising the absorbent by desorbing the compound from the rich treatment solution, thereby obtaining a compound stream wherein the crude hydrocarbon gas stream is contacted with the treatment solution comprising the absorbent subsea, the compound-depleted gas stream is obtained subsea, while the regeneration of the rich treatment solution and obtaining the compound stream is carried out on the top side. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, der fremgangsmåten omfatter å transportere den rike behandlingsløsningen fra havbunnen til toppsiden og transportere behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet fra toppside til havbunnen.2. Method according to claim 1, where the method comprises transporting the rich treatment solution from the seabed to the top side and transporting the treatment solution comprising the absorbent from the top side to the seabed. 3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, der fremgangsmåten omfatter å varmeveksle den rike behandlingsløsningen med behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet under transportering.3. Method according to claim 1 or 2, where the method comprises heat exchanging the rich treatment solution with the treatment solution comprising the absorbent during transport. 4. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, der fremgangsmåten omfatter inline-blanding av den uforedlede naturgassen og behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet.4. Method according to any one of the preceding claims, wherein the method comprises inline mixing of the unrefined natural gas and the treatment solution comprising the absorbent. 5. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, der fremgangsmåten omfatter å bringe den uforedlede naturgassen og behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet i kontakt i en motstrøms-ekstraheringskolonne.5. Method according to any one of the preceding claims, wherein the method comprises bringing the raw natural gas and the treatment solution comprising the absorbent into contact in a counter-current extraction column. 6. Fremgangsmåte ifølge ethvert av de foregående krav, der forbindelsen er C02og eventuelt H2S.6. Method according to any of the preceding claims, where the compound is CO2 and optionally H2S. 7. Fremgangsmåte ifølge krav 6, der den oppnådde forbindelsesstrømmen som i hovedsak omfatter CO2blir ytterligere trykksatt og injisert på nytt undersjøisk.7. Method according to claim 6, where the obtained connection flow which mainly comprises CO2 is further pressurized and re-injected underwater. 8. Fremgangsmåte ifølge krav 6 eller 7, der behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet er en vandig aminløsning.8. Method according to claim 6 or 7, where the treatment solution comprising the absorbent is an aqueous amine solution. 9. Fremgangsmåte ifølge ethvert av kravene 1-5, der forbindelsen er H2O.9. Method according to any one of claims 1-5, wherein the compound is H2O. 10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, der behandlingsløsningen som omfatter absorberingsmiddelet er en glykolløsning.10. Method according to claim 9, where the treatment solution comprising the absorbent is a glycol solution. 11. Fremgangsmåte ifølge krav 9 eller 10, der den oppnådde forbindelsesstrømmen i hovedsak omfatter F^O-damp som kan bli frigjort til atmosfæren.11. Method according to claim 9 or 10, where the obtained connection flow essentially comprises F^O vapor which can be released into the atmosphere. 12. Fremgangsmåte ifølge krav 6, 7 eller 8, der fremgangsmåten ytterligere omfatter å utføre fremgangsmåten ifølge krav 9, 10 eller 11 på den CC^-utarmede gassen som er oppnådd ved å utføre fremgangsmåten ifølge krav 6, 7 eller 8.12. Method according to claim 6, 7 or 8, where the method further comprises carrying out the method according to claim 9, 10 or 11 on the CC^-depleted gas obtained by carrying out the method according to claim 6, 7 or 8. 13. Behandlingssystem for uforedlet naturgass for fjerning av en forbindelse fra en uforedlet naturgasstrøm som omfatter en absorberingsenhet med et inntak for naturgass, et inntak for behandlingsløsning, et uttak for en forbindelsesutarmet gass og et uttak for rik behandlingsløsning og som omfatter en desorpsjonsenhet med et inntak for rik behandlingsløsning, et uttak for forbindelse og et uttak for utarmet behandlingsløsning, der uttaket for rik behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med inntaket for rik behandlingsløsning og uttaket for utarmet behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med inntaket for behandlingsløsning, der absorpsjonsenheten er anbrakt undersjøisk og desorpsjonsenheten er anbrakt på toppsiden.13. Raw natural gas treatment system for removing a compound from a raw natural gas stream comprising an absorption unit with an inlet for natural gas, an inlet for treatment solution, an outlet for a compound-depleted gas and an outlet for rich treatment solution and comprising a desorption unit with an inlet for rich treatment solution, an outlet for compound and an outlet for depleted treatment solution, where the outlet for rich treatment solution is in fluid communication with the inlet for rich treatment solution and the outlet for depleted treatment solution is in fluid communication with the inlet for treatment solution, where the absorption unit is placed underwater and the desorption unit is placed on the top side. 14. System ifølge krav 13, der systemet omfatter en varmeveksler for varmeveksling av den rike behandlingsløsningen med den utarmede behandlingsløsningen.14. System according to claim 13, wherein the system comprises a heat exchanger for heat exchange of the rich treatment solution with the depleted treatment solution. 15. System ifølge krav 14, der varmeveksleren er et rør-i-rør stigerør.15. System according to claim 14, where the heat exchanger is a pipe-in-pipe riser. 16. System ifølge krav 15, der rør-i-rør stigerøret omfatter et indre rør i fluid kommunikasjon med utløpet på toppsiden for den utarmede behandlingsløsningen og det undersjøiske inntaket for behandlingsløsningen, og et ytre rør i fluid kommunikasjon med det undersjøiske utløpet for den rike behandlingsløsningen og inntaket på toppsiden for den rike behandlingsløsningen.16. System according to claim 15, wherein the pipe-in-pipe riser comprises an inner pipe in fluid communication with the topside outlet for the depleted treatment solution and the subsea inlet for the treatment solution, and an outer pipe in fluid communication with the subsea outlet for the rich the treatment solution and the intake on the top side for the rich treatment solution. 17. System ifølge ethvert av kravene 13-16, der absorpsjonsenheten omfatter en inline-blandeinnretning og en ekstraksj onskolonne.17. System according to any one of claims 13-16, wherein the absorption unit comprises an inline mixing device and an extraction column. 18. System ifølge ethvert av kravene 13-16, der systemet ytterligere omfatter en andre absorpsjonsenhet med et andre inntak for naturgass, et andre inntak for behandlingsløsning, et andre uttak for forbindelsesutarmet gass og et andre uttak for rik behandlingsløsning og som omfatter en andre desorpsjonsenhet med et andre inntak for rik behandlingsløsning, et andre uttak for forbindelse og et andre uttak for utarmet behandlingsløsning, der det andre inntaket for naturgass er i fluid kommunikasjon med uttaket for forbindelsesutarmet gass, det andre uttaket for rik behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med det andre inntaket fro rik behandlingsløsning, og det andre uttaket for utarmet behandlingsløsning er i fluid kommunikasjon med det andre inntaket for behandlingsløsning, der den andre absorpsjonsenheten er anbrakt undersjøisk og den andre desorpsjonsenheten er anbrakt på toppsiden.18. System according to any one of claims 13-16, wherein the system further comprises a second absorption unit with a second intake for natural gas, a second intake for treatment solution, a second outlet for compound-depleted gas and a second outlet for rich treatment solution and which comprises a second desorption unit with a second inlet for rich treatment solution, a second outlet for compound and a second outlet for depleted treatment solution, wherein the second inlet for natural gas is in fluid communication with the outlet for compound-depleted gas, the second outlet for rich treatment solution is in fluid communication with the other the intake from rich treatment solution, and the second outlet for depleted treatment solution is in fluid communication with the second intake for treatment solution, where the second absorption unit is located underwater and the second desorption unit is located on the top side. 19. System ifølge krav 18, der den første forbindelsen er CO2, absorpsjonsenheten er en CC^-absorberer, den andre forbindelse er H2O og den andre absorbereren er et dehydreringsmiddel.19. The system of claim 18, wherein the first compound is CO2, the absorption unit is a CC^ absorber, the second compound is H2O and the second absorber is a dehydrating agent.
NO20120195A 2012-02-23 2012-02-23 Offshore processing progress feed NO20120195A1 (en)

Priority Applications (4)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20120195A NO20120195A1 (en) 2012-02-23 2012-02-23 Offshore processing progress feed
EP13706235.2A EP2817397B1 (en) 2012-02-23 2013-02-21 Offshore processing method and system
US14/380,718 US9638019B2 (en) 2012-02-23 2013-02-21 Offshore processing method and system
PCT/EP2013/053411 WO2013124336A2 (en) 2012-02-23 2013-02-21 Offshore processing method and system

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20120195A NO20120195A1 (en) 2012-02-23 2012-02-23 Offshore processing progress feed

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20120195A1 true NO20120195A1 (en) 2013-08-26

Family

ID=47750668

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20120195A NO20120195A1 (en) 2012-02-23 2012-02-23 Offshore processing progress feed

Country Status (1)

Country Link
NO (1) NO20120195A1 (en)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US9638019B2 (en) Offshore processing method and system
US7770651B2 (en) Method and apparatus for sub-sea processing
CN107106937B (en) Cyclonic separation and recovery of carbon dioxide from heated liquid adsorbents
AU2013224145B2 (en) Gas treatment system using supersonic separators
US5988283A (en) Vertical combined production facility
US9469552B2 (en) Produced fluid heating and separation
WO2013136310A1 (en) Hydrocarbon gas treatment
NO20140097A1 (en) Method and system for water dew point subsidence underwater
BR112017026105B1 (en) Method and apparatus for dehydrating a hydrocarbon gas
US20150021235A1 (en) Method and system for providing fuel gas to a topside facility
RU126635U1 (en) TANK INSTALLATION FOR THE TRANSPORT OF LIQUID HYDROCARBON GASES
US10233738B2 (en) System and method for processing natural gas produced from a subsea well
RU2701020C1 (en) Method of hydrocarbon gas preparation for transport
US20160102262A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
NO20120195A1 (en) Offshore processing progress feed
CN110201490A (en) A kind of amine liquid regenerative system
RU2469774C1 (en) Installation for purification of liquified hydrocarbon gases from acidic components
WO2016054695A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
CN111447986A (en) Pretreatment equipment for natural gas
CN110630241A (en) Reinjection system for fireflood produced gas
WO2024062303A1 (en) Apparatus and method for storing carbon dioxide
NO20100797A1 (en) CO2 desorption without stripper
CA2870798C (en) Processes for treating reservoir fluid comprising material produced from a hydrocarbon containing reservoir

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application