DE69308379T2

DE69308379T2 - Verfahren zur Behandlung und zum Transport von Erdgas aus einer Förderbohrung

Info

Publication number: DE69308379T2
Application number: DE69308379T
Authority: DE
Inventors: Joshep Larue; Ari Minkkinen
Original assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Current assignee: IFP Energies Nouvelles IFPEN
Priority date: 1992-05-20
Filing date: 1993-05-14
Publication date: 1997-08-28
Anticipated expiration: 2013-05-15
Also published as: JP3275114B2; AU3866293A; MY108797A; AU659552B2; NO931796D0; FR2691503B1; NO931796L; EP0571257B1; CA2096714C; JPH0650080A; US5351756A; EP0571257A1; NO306176B1; CA2096714A1; DE69308379D1; FR2691503A1

Description

Die vorliegende Erfindung betrifft ein Verfahren, das innerhalb sowie in der Umgebung eines Erdgasbohrloches oder eines Bohrloches für Gase mit Kondensaten sich abspielt zur Durchführung und zur Regenerierung von Additiv-Inhibitoren für Hydrate und/oder für die Korrosion für den Transport und die Behandlung des Erdgases, das aus diesem Bohrloch gegen ein Aufnahme- und Verarbeitungsterminal austritt.
Im Fall der Produktion von Erdgas in einer schwierigen Zone, d.h. im Meer oder zu Land, in entfernten oder wenig zugänglichen Zonen, versuchen die Produktionsgesellschaften das Gas zu beschleunigen, welches auf verschiedenen Bohrlöchern erzeugt werden und gegen eine zentrale Verarbeitungs- und Konditionierungsstelle nach einem Minimum von Umformungen und/oder vorherigen Verarbeitungen derart gesammelt werden kann, daß die Investitions- und Ausbeutungskosten minimiert werden können; dies führt dazu, daß die Arbeiten am Produktionsort selbst vermindert werden können, was unbedingt notwendig für den Transport des Gases über Gasleitungen bis zum Verarbeitungsort ist, um dann ohne Zwischenfälle verarbeitet werden zu können; tatsächlich erfordern gewisse Bestandteile des Erdgases, nämlich Wasser und die sauren Gase (CO2, H2S) besondere Vorkehrungen.
Da Wasser in der Lagerstätte vorhanden ist, ist das Erdgas mit Wasser bei der Produktionstemperatur gesättigt; während des Transportes erleidet das Gas im allgemeinen einen Temperaturabfall, der zu einer Kondensation eines Teils des Wassers führt, kann aber auch unter gewissen Bedingungen die Bildung von Hydratkristallen hervorrufen, bei dem es sich um Einschlußverbindungen der Moleküle von Kohlenwasserstoffen in kristallinen Strukturen handelt, die durch die Wassermoleküle gebildet sind und die sich bei einer Temperatur bilden, die erheblich oberhalb 0ºC liegt. Die Bildung von Hydraten in einer Gasleitung kann aber zu einer Verstopfung und einem Produktionsstillstand führen. Um dies zu vermeiden ist es notwendig, das Gas vor seinem Transport zu Dehydratisieren oder in das Gas einen Hydratinhibitor wie Methanol oder Ethylenglycol zu injizieren. Im ersten Fall wird das Gas im allgemeinen in einer Wascheinheit durch das Glycol behandelt, um den Taupunkt des Wassers auf den Wert einzustellen, der durch den Transport vorgegeben ist, wobei letzterer unter monophasischen Bedingungen durchgeführt wird; im zweiten Fall wird der Inhibitor in das Gas kurz nach dem Bohrlochkopf eingeführt und der Transport erfolgt wenigstens teilweise unter diphasischen Bedingungen.
Die Mehrzahl der Erdgase enthält einen mehr oder weniger großen Anteil saurer Gase, d.h. CO2 und/oder H2S. Diese Verbindungen können im allgemeinen nicht am Produktionsbohrloch getrennt werden und müssen mit dem Gas transportiert werden. Die sauren Gase erzeugen aber Korrosionen in den Leitungen, insbesondere bei Vorhandensein von Wasser. Es ist also notwendig, schon am Kopf des Bohrlochs Korrosionsinhibitoren in das Gas zu injizieren, derart, daß die Leitungen geschützt werden, wobei die Korrosion la longue Risse in den Leitungssystemen oder erhebliche Gasaustritte bewirken kann. Diese Korrosionsinhibitoren werden im Zustand von Spuren injiziert, da sie jedoch im allgemeinen komplizierte Produkte sind, tragen sie dazu bei, die Produktionskosten des Gases zu steigern.
Angekommen am Verarbeitungsort wird das Gas, das aus mehreren unterschiedlichen Bohrlöchern, gesammelt in ein und der gleichen Gasleitung, stammen kann, im allgemeinen dehydratisiert, um einen Taupunkt des Wassers zu erhalten, der niedriger als der für den Transport erforderliche ist; diese zweite Dehydratisierungsstufe kann in den meisten Fällen entweder durch eine Absorption des Wassers im Glycol oder durch eine Adsorption des Wassers auf Molekularsieben durchgeführt werden; das so umgesetzte Dehydratisierungsverfahren kann unterschiedlich zu dem sein, welches am Produktionsort verwendet wird, um den für den Transport notwendigen Taupunkt sicherzustellen. Diese zweite Dehydratisierungsstufe ist unerläßlich, wenn man das Gas auf eine relativ niedrige Temperatur kühlen kann, die beispielsweise zwischen -10 und -40ºC liegen kann, zu dem Ziel, hieraus die Flüssigkeiten des Erdgases zu extrahieren, d.h. die Kohlenwasserstoffe außer dem Methan, welche im flüssigen Zustand bei Umgebungstemperatur vorliegen können. Unter diesen Bedingungen, werden die Additive, die für den Transport injiziert wurden (Hydratbildungsinhibitoren und Korrosionsinhibitoren) während der Verarbeitung absorbiert und werden nicht recycliert.
Der Stand der Technik wird illustriert durch die US-Patente US-A-4456067, US-A-3348614, US-A-4416333 und insbesondere durch die FR 2 657 416, die eine Kontaktzone eines Erdgases beschreibt, das aus einem Bohrloch mit Antihydrat und/oder Antikorrosionsadditiven austritt und außerhalb dieses Bohrlochs sich befindet. Die Installation dieser Kontaktzone in feindlichen Umgebungen, beispielsweise im Meer, stellt immer wieder technisch schwierig zu lösende Probleme.
Im übrigen beschreibt die US-3 348 614 ein Verfahren, um der Bildung von Hydraten zuvorzukommen, wobei das Methanol am Kopf des Bohrlochs in einem Ringraum injiziert wird, der ein Gasproduktionsbohrloch umgibt. Das Methanol strömt in diesem Ringraum und steigt im Gleichstrom innerhalb eines Rohres zusammen mit dem Gas hoch. Dieses Verfahren hat den Nachteil, daß es hinsichtlich Methanol besonders teuer ist.
Das Verfahren nach der Erfindung entspricht einem neuen Einsatz dieser Antihydrat- und/oder Antikorrosionsadditive und ermöglicht ihre Recyclierung.
Es wurde nämlich festgestellt, daß gewisse Additive (Hydratbildungs- oder Korrosions-Inhibitoren) rückgewonnen und zum Kopf des Produktionsbohrlochs recycliert werden können, was es ermöglicht, den Verbrauch hiervon sehr stark zu reduzieren und so die Produktionskosten des Gases zu vermindern.
Es wurde auch gefunden, daß bei der Behandlung, die am Gas am Terminal nach seinem Transport vorgenommen wird, diese Additive ebenfalls eine positive Rolle spielen, was die Verwendung anderer Additive überflüssig macht.
Im allgemeinen umfaßt das Verfahren zur Verarbeitung und zum Transport eines Erdgases zu einem Aufnahme- und Verarbeitungsterminal die folgenden Stufen:
a) Man kontaktiert unter geeigneten Kontaktbedingungen die Gesamtheit dieses aus wenigstens einem Produktionsbohrloch in eine Kontaktzone austretenden Gases, die durch wenigstens einen Teil des Bohrlochs gebildet ist und vorzugsweise die Gesamttiefe dieses Bohrlochs hat, mit einer flüssigen Phase, die wenigstens zum Teil aus einer Recyclierung (unten beschriebene Stufe (e) stammt) und gleichzeitig Wasser und wenigstens ein Antihydrat-Additiv einschließt, wobei dieses Additiv eine Nicht-Kohlenwasserstoffzusammensetzung, die normalerweise flüssig ist, außer Wasser, ist, wobei diese Zusammensetzung wenigstens teilweise mit Wasser mischbar ist und im reinen Zustand oder in einer azeotropen Form bei einer Temperatur verdampft, die niedriger als die Verdampfungstemperatur des Wassers ist, derart, daß man eine flüssige wäßrige Phase erhalten kann, die im wesentlichen kein Additiv enthält, im Vergleich mit dieser recyclierten flüssigen Phase sowie einer gasförmigen Phase, die Wasserdampf und im wesentlichen das gesamte Additiv enthält.
b) Man transportiert diese gasförmige Phase der Stufe (a) in einer Leitung gegen wenigstens eine Wärmeaustauscherzone des Terminals.
c) Man kühlt unter adäquaten Bedingungen diese gasförmige aus der Stufe (b) kommende Phase in der Wärmeaustauscherzone, derart, daß sie partiell kondensiert wird und ein nicht-kondensiertes Gas erhalten wird, wobei das erhaltene Kondensat wenigstens eine wäßrige Phase umfaßt, die wenigstens einen Teil dieses Additivs enthält.
d) Man trennt diese wäßrige Phase vom nicht-kondensierten Gas unter geeigneten Bedingungen in einer Trennzone und man zieht dieses nicht-kondensierte Gas ab.
e) Man recycliert diese wäßrige Phase aus der Stufe (d) in der Stufe (a), indem man sie in einer anderen Leitung zu der Kontaktzone transportiert.
Unter Erdgas versteht man gasförmige und/oder flüssige Kohlenwasserstoffe wie die, die in den Gasen mit Kondensaten enthalten sind.
Unter normalerweise flussiger "Zusammensetzung" versteht man Flüssigkeit unter normalen Temperatur- und Druckbedingungen.
Die Vorteile des Verfahrens nach der Erfindung gegenüber dem des Standes der Technik sind die folgenden:
-- da die Kontaktzone das Bohrloch selbst ist, spart man eine äußere Kontaktierungsvorrichtung ein,
-- die Kontaktzone kann eine sehr große Höhe (beispielsweise 2000 m Höhe) erreichen und damit eine bessere Strippfähigkeit, die umso höher liegt, wie die Temperatur des Speichers erhöht ist.
-- Man läßt aus dem Produktionsbohrloch nur gasförmige Kohlenwasserstoffe oder Flüssigkeiten austreten. Man befaßt sich also nicht mit dem Wasser, und dies umso weniger, als dies in den Speicher wieder eingeführt werden kann, da es mit dem Lagerstättenwasser kompatibel ist. Es gibt also keinerlei Gefahren von Ausscheidungen von Alkali- oder Erdalkali(kationen) im Speicher und damit keine Gefahr einer Verschmutzung.
Der Gewichtsanteil von Antihydratlösungsmittel im Wasser liegt im allgemeinen bei 10 bis 90% und bevorzugt bei 30 bis 70%.
Nach einer anderen Verwirklichungsform der Erfindung kann man mit dem Antihydrat-Additiv und dem Wasser wenigstens ein Antikorrosions-Additiv, nicht Kohlenwasserstoff, das teilweise mit dem Wasser mischbar oder im Wasser dispergierbar ist, einführen und bevorzugt bei einer Siedetemperatur, unterhalb der des Wassers verdampft oder mit dem Wasser ein Azeotrop bildet, dessen Siedeteinperatur niedriger als die des Wassers liegt, derart, daß sie mit dem Gas während der Stufe (a) des Verfahrens mitgerissen werden kann.
Nach dieser Ausführungsform liegen die Gewichtsanteile im flüssigen wäßrigen Gemisch im allgemeinen wie folgt:
- zwischen 0,1 und 5% und bevorzugt zwischen 0,3 und 1% Antikorrosions-Additiv.
- zwischen 10 und 90% und bevorzugt zwischen 30 und 70% Antihydrat-Additiv.
- zwischen 9,9 und 89,9% und bevorzugt zwischen 29,7 und 69,7% Wasser.
Der Anteil an wäßriger flüssiger in das Bohrloch eingeführter Phase entspricht in der Regel im allgemeinen 0,05 bis 5 Gew.% des Massendurchsatzes des zu behandelnden Gases und bevorzugt 0,1 bis 1%, wobei die Kontaktierungsstufe im allgemeinen bei einer Temperatur und einem Druck ablaufen, der im wesentlichen dem der Gase entspricht, die aus dem Speichergestein austreten, d.h. dem, der im Produktionsbohrloch herrscht, beispielsweise zwischen 20 und 100ºC bei 0,1 bis 25 MPa.
Man kann den Gasdurchsatz am Bohrlochkopf derart regeln, daß die flüssige injizierte wäßrige Phase, die aus der Recyclierung stammt, von oben nach unten im Gegenstrom zu dem Gas strömt, das aus dem Speicher stammt und von unten nach oben zirkuliert. Diese flüssige Phase kann bevorzugt auf den Wandungen des Bohrlochs fließen.
Um die Wirksamkeit des Kontakts zwischen der flüssigen Phase und dem Gas zu steigern, was bereits sehr wichtig wegen der Länge der Kontaktzone ist, kann man nach einer Variante des Verfahrens in wenigstens einem Teil der Kontaktzone Füllkörperelemente wie strukturierte Füllkörper anordnen oder solche, die aus Schüttelementen gebildet sind, die durch wenigstens einen im Bohrloch festen Boden abgestützt sind.
Da die flüssige wäßrige Phase im wesentlichen kein Additiv enthält, das sich am Boden des Bohrlochs sammelt, kann es in das Speichergestein rückgeschickt werden.
Die Erfindung betrifft auch die für den Transport und die Verarbeitung eines Erdgases verwendete Vorrichtung, insbesondere die Verwendung des Gasbohrloches selbst in einer Vorrichtung, die zur Verarbeitung eines Erdgases eingesetzt wird, das aus diesem Bohrloch gegen ein Sammel- und Verarbeitungsterminal austritt. Sie umfaßt im allgemeinen die folgenden miteinander zusammenwirkenden Mittel:
- wenigstens ein bevorzugt vertikales Bohrloch (G1), das den unterirdischen unter Druck stehenden Erdgasspeicher (R) mit wenigstens einem Bohrlochkopf (T1) Verbindet, der so ausgelegt ist, daß er eine gasförmige Phase liefert,
- Mittel zum Einführen dieses Gases, die so ausgelegt sind, daß sie den Speicher in Verbindung mit dem Bohrloch setzen,
- Mittel (4) zum Einführen einer flüssigen wäßrigen Phase, die wenigstens ein Additiv enthält, welche mit Recyclierungsmitteln für diese flüssige Phase mit dem Bohrloch, bevorzugt vor dem Bohrlochkopf verbunden sind, wobei das "vor dem Bohrlochkopf" definiert ist bezüglich der Strömungsrichtung des Gases;
- Transportmittel (3,5) für die gasförmige Phase unter Druck, die Wasserdampf und im wesentlichen jedes Additiv enthält, die mit dem Bohrlochkopf (T1) und mit Wärmeaustauschermitteln E1 unter Druck des Terminals verbunden sind,
- Mittel (B1) zum Trennen einer wäßrigen flüssigen Phase des nicht-kondensierten und verarbeiteten Gases, die mit den Wärmeaustauschermitteln dieses Terminals verbunden sind,
- Mittel (10) zur Rückgewinnung des nicht-kondensierten und verarbeiteten Gases, die mit den Trennmitteln (B1) verbunden sind,
- Mittel (8) zum Abziehen der wäßrigen Phase, die mit den Trennmitteln verbunden sind; und
- diese Recyclierungsmittel (Pl, 9, 4) der wäßrigen Phase, die mit den Abzugsmitteln verbunden sind und eine mit dem Bohrloch (T1) verbundene Leitung, bevorzugt vor dem Bohrlochkopf, umfassen.
Die Erfindung wird besser verständlich mit Bezug auf die nachstehend erwähnten Figuren, die schematisch jedoch nicht als begrenzend anzusehen besondere Ausführungsformen des Verfahrens illustrieren, in diesen zeigen:
-- Fig. 1 die Vorrichtung nach der Erfindung.
-- Fig. 2 erläutert das Vorhandensein mehrerer Gasbohrlöcher mit den Additiven der Erfindung.
-- Fig. 3 zeigt ein Produktionsschema, das mit vier Bohrlöchern und einer zentralen Verarbeitungsplattform arbeitet.
Das Prinzip des Verfahrens nach der Erfindung ist illustriert durch das Schema der Fig. 1, beispielsweise angewendet auf ein Erdgas, welches Methan, höhere zugeordnete Kohlenwasserstoffe, saure Gase (Kohlendioxid, Schwefelwasserstoff) einschließt und wassergesättigt unter den Temperatur- und Druckbedingungen der Produktion ist. Dieses Erdgas stammt aus einem Speichergestein R in Verbindung mit wenigstens einem Produktionsbohrloch G1, das sich unter dem Meer befinden kann.
Das Erdgas steigt im Produktionsbohrloch G1, dessen Position bevorzugt im wesentlichen vertikal ist, hoch. Es wird bevorzugt im Gegenstrom in einer Kontaktzone G1 kontaktiert, die vor dem Bohrlochkopf erzeugt wurde und die wenigstens einen Teil des Produktionsbohrlochs bilden, mit einem Gemisch bestehend aus Wasser, wenigstens einem Hydratinhibitor-Lösungsmittel allein oder im Gemisch mit wenigstens einem Korrosionsinhibitor-Additiv und aus wenigstens einer Leitung 4 stammend, die mit einem Ventil 20 ausgestattet ist und vorzugsweise vor dem Bohrlochkopf, bevorzugt in dessen Nachbarschaft, angeschlossen ist. Man zieht vom Kopf des Bohrlochs über eine Düse und über eine Leitung 3 eine gasförmige mit Lösungsmittel und Additiv beladene Phase ab. Am Boden des Bohrlochs wird die wäßrige im wesentlichen von Lösungsmittel und Additiv befreite Phase in den Speicher rückgeführt. Die gasförmige Phase vom Kopf des Bohrlochs wird in die Leitung 3 über eine Entfernung transportiert, bei der es sich um mehrere Kilometer handeln kann und gelangt über die Leitung 5 zum Aufnahmeterminal, wo das Gas vor seiner Einspeisung in das kommerzielle Netz verarbeitet werden kann. Das in der Leitung 5 zirkulierende Gas wird bis auf die niedrige Temperatur gekühlt, die zur Verarbeitung im Wärmeaustauscher E1 durch ein Kältemittelfluid außerhalb des Verfahrens notwendig ist, was zu einer partiellen Kondensation führt; diese Kühlung führt nicht zum Phänomen der Hydratbildung wegen des Vorhandenseins des Inhibitorlösungsmittels im Gas in ausreichend großer Menge. Das aus dem Wärmeaustauscher E1 über die Leitung 6 austretende gekühlte Gemisch besteht aus einem Kondensat, das eine flüssige wäßrige Phase umfaßt, die den größten Teil des Wassers, des Lösungsmittels und des Additivs enthält, die sich in dem aus der Kontaktzone G1 über die Leitung 3 gehenden Gas befinden sowie einer gasförmigen sogenannten armen Phase, die an schweren Kohlenwasserstoffen verarmt ist. Diese beiden Phasen werden im Dekantierungsgefäß B1 getrennt; das arme vom größten Teil des Wassers und der schweren Kohlenwasserstoffe, die es enthält, befreite Gas wird am Eintritt in die Leitung G1 über die Leitung 10 abgeführt; die flüssige wäßrige Phase wird über die Leitung 8 abgeführt, gegebenenfalls unter Zugabe eines Lösungsmittelund Additivzusatzes, der in der Leitung 11 zirkuliert, um die Verluste zu kompensieren, wird von der Pumpe P1 aufgenommen und über die Leitung 9 gegen den Produktionsort geschickt, wo es über die Leitung 4 ankommt, um recycliert zu werden.
Wenn der Anteil an Kohlenwasserstoffen, die schwerer als das Methan ist, relativ groß ist, so bildet sich während der Kühlung eine flüssige Kohlenwasserstoffphase. In dem durch Fig. 1 illustrierten Fall wird diese flüssige Kohlenwasserstoffphase von der wäßrigen Phase im Gefäß B1 getrennt und über die Leitung 7 abgezogen.
Im gesamten beschriebenen Verfahren stellen sich die Phänomene der Hydrat- und Korrosionsbildung aufgrund der Tatsache nicht ein, daß sie durch das Vorhandensein des Antihydratlösungsmittels und des Antikorrosions-Additivs inhibiert werden, was die Installation insgesamt schützt. Einer der Vorteile des Verfahrens nach der Erfindung besteht darin, daß die Antihydrat- und Antikorrosions-Additive, die verwendet werden, in der Gesamtheit der Installation wirksam werden, d.h. der Kontaktzone innerhalb des Bohrlochs G1, der Transportleitung, die es ermöglicht, das Gas aus der Produktionszone bis zum Empfangsterminal zu führen sowie der Zone der Verarbeitung, während der das Erdgas vom Wasser und den schwersten Kohlenwasserstoffen getrennt wird.
Wenn sich während der Kühlstufe (c) eine flüssige Kohlenwasserstoffphase bildet, so wird diese von der wäßrigen Phase durch Dekantierung getrennt und abgezogen.
Das Verfahren nach der Erfindung läßt sich anwenden auf den Fall, wo Erdgas aus mehreren unter Abstand voneinander befindlichen Bohrlöchern produziert wird.
In diesem Fall kann wenigstens eines dieser Bohrlöcher als Kontaktzone G1 verwendet werden und die Gesamtheit der Produktion kann über ein geeignetes Netz von Leitungen zu einem Empfangsterminal geschickt werden, welches die gesamte Gasproduktion behandeln wird; die flüssige recyclierte wäßrige über die Leitung 8 abgezogene Phase wird dann auf die verschiedenen Bohrlöcher, die als Kontaktzonen G1 verwendet werden, verteilt:
Fig. 2 zeigt den Fall, wo zwei Bohrlöcher mit dem Verfahren gemäß der Erfindung behandelt werden. Nach dieser Figur sind die Ausrüstungsgegenstände, die die gleichen wie die in Fig. 1 gezeigten sind, mit den gleichen Bezugszeichen bezeichnet. In diesem Fall wird das Erdgas über zwei Hauptbohrlöcher erzeugt und man nimmt an, daß es Methan, höhere assozuerte Kohlenwasserstoffe enthält und mit Wasser unter den Temperatur- und Druckbedingungen der Produktion gesättigt ist. Am ersten Ort wird das aus einem Produktionsbohrkopf austretende Erdgas wie oben mit Bezug auf Fig. 1 beschrieben, behandelt. Am zweiten Ort wird das aus einem anderen Bohrloch austretende Erdgas durch Kontakt in der Kontaktzone G2 behandelt, bei der es sich um wenigstens einen Teil des Bohrlochs, und bevorzugt die Gesamtheit des Bohrlochs handelt, und zwar mit einem Gemisch, bestehend aus Wasser und Hydratinhibitorlösungsmittel, das aus der Leitung 24 stammt. Man zieht am Kopf über die Leitung 23 eine wäßrige mit Lösungsmittel beladene Phase ab. Am Boden des Bohrlochs schickt man zum Speicher eine wäßrige Phase zurück, die im wesentlichen von Lösungsmittel und Additiv befreit ist. Die gasförmige Kopfphase wird in der Leitung 23 transportiert und wird in der Leitung 5 mit Gas gemischt, das aus dem ersten Produktionsort stammt und in der Leitung 3 zirkuliert. Die Gesamtheit des Gases wird über eine Entfernung transport, die mehrere Kilometer ausmachen kann und gelangt über die Leitung 5 zum Empfangsterminal, wo das Gas vor seinem Einspeisen in das kommerzielle Netz behandelt werden kann. Das in der Leitung 5 zirkulierende Gas wird bis auf die niedrige Temperatur, die für die Verarbeitung im Wärmeaustauscher notwendig ist über ein Kältemittelfluid außerhalb des Prozesses gekühlt, was zu einer partiellen Kondensation führt; diese Kühlung führt nicht zum Phänomen der Hydratbildung wegen des Vorhandenseins des Inhibitorlösungsmittels im Gas in einer ausreichend großen Menge. Das gekühlte aus dem Wärmeaustauscher E1 über die Leitung 6 austretende Gemisch wird gebildet aus einer wäßrigen flüssigen Phase, die den größten Teil des Wassers und des Lösungsmittels enthält, die sich einerseits in dem aus der Kontaktzone G1 befindlichen Gas in der Leitung 3 und andererseits in dem Gas befinden, das aus der Kontaktzone G2 über die Leitung 23 austritt, weiterhin aus einer flüssigen Kohlenwasserstoffphase, die aus den schwersten Kohlenwasserstoffen des Gases sowie einer gasförmigen sogenannten an schweren Kohlenwasserstoffen verarmten Phase besteht. Diese drei Phasen werden im Dekantierungsgefäß B1 getrennt; das arme Gas, das vom größten Teil des Wassers und den schweren Kohlenwasserstoffen, die es bei Eingang in das Verfahren enthielt, befreit ist, wird über die Leitung 10 abgezogen; die flüssige Kohlenwasserstoffphase wird über die Leitung 7 abgezogen. Die flüssige wäßrige Phase wird über die Leitung 8 abgezogen, ein Lösungsmittelzusatz wird zugegeben, der in der Leitung 11 zirkuliert, um die Verluste zu kompensieren und wird einerseits von der Pumpe P1 aufgenommen und über die Leitung 9 zum ersten Bohrloch zurückgeschickt, wo sie über die Leitung 4 ankommt, um recycliert zu werden, und andererseits mit der Pumpe P2 befördert und über die Leitung 26 zum zweiten Bohrloch zurückgeschickt, wo es über die Leitung 24 eingelangt, um recycliert zu werden.
Fig. 3 zeigt ein Beispiel des Produktionsschemas, das mit vier unter Abstand befindlichen Bohrlöchern arbeitet, die jeweils mit PS1, PS2, PS3 und PS4 bezeichnet sind und die die Kontaktzonen bilden. Das mit Lösungsmittel-Additiv und Wasserdampf beladene Gas wird über die Leitungen 100 ausgehend vom Bohrloch PS1, 200 ausgehend vom Bohrloch PS2, 300 ausgehend vom Bohrloch PS3, 400 ausgehend vom Bohrloch PS4 bis zu einer zentralen Plattform oder einem Verarbeitungsterminal PTC geschickt. Auf dieser zentralen Verarbeitungsplattform PTC wird das Gas derart gekühlt, daß man eine wäßrige Phase und ein teilweise dehydratisiertes Gas enthält, dessen Wassertaupunkt die Transportvorschriften einhält, die für es einen Wert, beispielsweise unterhalb oder gleich -10ºC vorschreiben. Das so erhaltene Gas wird über einen auf der Plattform PTC angeordneten Kompressor komprimiert und über die Leitung 500 abgezogen.
Die wäßrige Phase wird gegen die Produktionsbohrlöcher PS1, PS2, PS3 und PS4 über die Pumpen zurückgeschickt, die über die Leitungen 101, 201, 301 und 401 Durchsätze wäßriger Phase proportional zu den Gasdurchsätzen schicken, die über die Leitungen 100, 200, 300 und 400 herangeführt wurden. In Höhe jedes Produktionsbohrlochs ermöglicht der Kontakt zwischen dem im Bohrloch hochsteigenden Gas und der wäßrigen recyclierten Lösung es, das erzeugte Gas mit Additiv zu beladen und in den Speicher am Boden des Bohrlochs eine wäßrige Phase zurückzuleiten, die im wesentlichen vom Additiv, das es anfangs enthielt, befreit ist.
Auf der Plattform PTC ermöglicht eine Additivreserve, die periodisch erneuert wird, einen regelmäßigen Zusatz zur Kompensation der Additivverluste.
Das Antihydratlösungsmittel kann vorzugsweise beispielsweise Methanol sein. Beispielsweise gewählt kann es werden aus den folgenden Lösungsmitteln: Methylpropylether, Ethylpropylether, Dipropylether, Methyltertpropylether, Diemethoxymethan, Dimethoxyethan, Ethanol, Methoxyethanol, Propanol, die allein oder im Gemisch verwendet werden.
Das Antikorrosions-Additiv kann bevorzugt gewählt werden aus den organischen Verbindungen der chemischen Familie der Amine wie dem Diethylamin, dem Propylamin, dem Buthylamin, dem Triethylamin, dem Dipropylamin, dem Ethylpropylamin, dem Ethanolamin, dem Cyclohexylamin, dem Morpholin-Pyrridin und dem Ethylendiamin, die allein oder im Gemisch verwendet werden.
Am Verarbeitungsterminal ist die für die Extraktion der schwersten Kohlenwasserstoffe aus dem Gas notwendige Kühltemperatur eine Funktion des Drucks des Gases und des gewünschten Rückgewinnungsgrades; sie kann beispielsweise zwischen +10 und -60ºC und bevorzugt zwischen -10 und -40ºC für einen Gasdruck beispielsweise zwischen 0,1 und 25 MPa und bevorzugt zwischen 0,2 und 10 MPa liegen. Diese Kühlung kann sichergestellt werden entweder über einen externen Kühlzyklus oder durch andere Mittel wie beispielsweise die Entspannung des Gases in einer Turbine oder einem Entspannungsventil.
Das dehydratisierte aus der Kühlstufe (c) austretende Gas kann Gegenstand einer komplementären Behandlung werden. Es kann insbesondere notwendig werden, wenigstens einen Teil der sauren Gase, die es enthält, zu eliminieren. In diesem Fall ist es vorteilhaft, das gleiche Lösungsmittel wie das zu verwenden, welches zur Inhibierung der Hydratbildung verwendet wird, beispielsweise Methanol, bei niedriger Temperatur, indem ein Waschen des Gases im Gegenstrorn in einer Füllkörper- oder Bodenkolonne vorgenommen wird. Das aus dieser Waschzone austretende Lösungsmittel kann dann durch Absenken des Drucks und/oder der Heizung regeneriert und recycliert werden. Das dehydrierte und wenigstens zum Teil entsäuerte Gas wird abgezogen.
Die verschiedenen Ausrüstungen, die dem Fachmann bekannt sind, lassen sich zur Realisierung der verschiedenen Stufen des Verfahrens anwenden.
Jede andere dem Fachmann bekannte Vorrichtung, die es ermöglicht, einen solchen Kontakt zwischen der flüssigen Phase und der gasförmigen Phase herzustellen, kann ebenfalls verwendet werden. Eine solche Vorrichtung kann beispielsweise gebildet werden durch eine Zentrifugalkontaktiervorrichtung, die in das Bohrloch eingeführt wird, in der der Fluß im Gegenstrom der beiden Phasen unter dem Einfluß nicht der Schwerkraft sondern unter einem Zentrifugaleffekt stattfindet, um eine Phasentrennvorrichtung zu realisieren.
Das nachfolgende Beispiel erläutert das Verfahren nach der Erfindung:

Beispiel 1

In diesem Beispiel geht man gemäß dem Schema der Fig. 1 vor. Ein Erdgas wird an Ort und Stelle erzeugt und durchsetzt das vertikal Bohrloch über eine Gesamthöhe von 1000 Meter. Sein Druck liegt bei 7,5 MPa (absolut) und seine Temperatur im Bohrloch liegt bei 80ºC; seine Zusammensetzung wird in der Tabelle 1 gegeben und es ist mit Wasser gesättigt. Sein Durchsatz liegt bei 12,3 Tonnen pro Stunden, was 0,35 Millionen Normalkubikineter pro Tag entspricht. Tafel 1
Es wird in der Kontaktzone G1 im Innern des vertikalen Bohrlochs mit 157 kg/h eines Gemisches kontaktiert, das aus Wasser, 49,2 Gew.% Methanol als Hydratinhibitorlösungsmittel und 0,5 Gew.% Triethylamin als Korrosionsinhibitor-Additiv gebildet, das aus der Leitung 4 stammt. Man zieht am Kopf über die Leitung 3 eine gasförmige mit Methanol, Wasserdampf und Triethylamin beladene Phase ab. Am Boden schickt man zum Speicher eine wäßrige Phase mit einem Durchsatz von 77,7 kg/h zurück, die wenigstens 0,1 Gew.% Methanol und eine nicht erfaßbare Menge von Triethylamin enthält. Die gasförmige Kopfphase des Bohrloches wird in der Leitung 3 transportiert, bei der es sich um eine Unterwassergasleitung von 0,09 Meter Durchmesser handelt, und zwar über eine Entfernung von 11,2 km und gelangt über die Leitung 5 zum Empfangsterminal, wo sein Druck 6,95 MPa aufgrund der Ladungsverluste in der Gasleitung ist. Das Gas wird dann bis auf eine Temperatur von -15ºC im Wärmeaustauscher E1 durch ein Kältemittelfluid außerhalb des Prozesses, beispielsweise Propan von -25ºC gekühlt; diese Kühlung sorgt für eine partielle Kondensation des Gases. Das aus dem Wärmeaustauscher E1 über die Leitung 6 austretende gekühlte Gemisch wird gebildet aus nicht-kondensiertem Gas und einerseits 155,1 kg/h einer flüssigen wäßrigen Phase eines Gemisches aus Wasser, Methanol und Triethylamin und andererseits 41 kg/h einer flüssigen Phase von Kohlenwasserstoffen. Diese drei Phasen werden im Dekantierungsgefäß B1 bei einem Druck getrennt, der im wesentlichen gleich dem Empfangsdruck am Terminal ist; das nicht-kondensierte Gas wird über die Leitung 10 abgezogen; die flüssige aus Kohlenwasserstoffen bestehende Phase wird über die Leitung 7 abgezogen und rückgewonnen. Die flüssige wäßrige Phase wird über die Leitung 8 abgezogen, ihr wird ein Zusatz zugegeben, der aus 1,9 kg/h Methanol und 0,002 kg/h Triethylamin besteht und in der Leitung 11 zirkuliert, wird von der Pumpe P1 aufgenommen und unter einem Druck von 8,0 MPa über die Leitung 9 weitergeleitet, die längs der Unterwassergasleitung angeordnet ist, und zwar gegen den Produktionsbohrort, wo sie über die Leitung 4 ankommt, um vor den Bohrlochkopf recycliert zu werden.

Claims

1. Verfahren zum Behandeln und zum Transportieren eines Erdgases, das aus wenigstens einem in Verbindung mit einem Speichergestein stehenden Produktionsbohrloch austritt, gegen ein Empfangs- und Verarbeitungsterminal, die folgenden Stufen umfassend:

a) Man kontakiert unter Gegenstrorn-Kontaktbedingungen das aus dem Produktionsbohrloch austretende Gas in einer Kontaktzone mit einer flüssigen, wenigstens zum Teil aus einer (untenstehenden Stufe (e)) stammenden flüssigen Phase und die gleichzeitig Wasser und wenigstens ein Antihydratadditiv enthält, wobei dieses Additiv eine nicht-kohlenwasserstoffhaltige Verbindung, normalerweise im flüssigen Zustand, außer Wasser, ist, wobei die Zusammensetzung wenigstens zum Teil mit Wasser mischbar ist und im reinen Zustand oder in einer azeotropen Form bei einer Temperatur unterhalb der Verdampfungstemperatur des Wassers derart verdampft, daß eine flüssige wäßrige Phase erhalten wird, die im wesentlichen kein Additiv enthält, durch Vergleich mit dieser flüssigen rezyklierten Phase und einer gasförmigen Wasserdampf und im wesentlichen das gesamte Additiv enthaltenden Phase.

b) Man transportiert diese gasförmige Phase der Stufe (a) in eine Leitung zu wenigstens einer Wärmeaustauscherzone dieses Terminals.

c) Man kühlt unter adäquaten Bedingungen diese gasförmigen aus der Stufe (b) stammende Phase in einer Wärmeaustauscherzone derart, daß sie partiell zum Kondensieren gebracht wird und man ein nicht-kondensiertes Gas erhält, wobei das erhaltene Kondensat wenigstens eine wäßrige Phase umfaßt, die wenigstens einen Teil dieses Additivs enthält.

d) Man trennt die wäßrige Phase vom nicht-kondensierten Gas unter geeigneten Bedingungen in einer Trennzone und man zieht dieses nicht-kondensierte Gas ab.

e) Man rezykliert die wäßrige Phase aus der Stufe (d) zur Stufe (a), indem man sie unter geeigneten Druckbedingungen in einer anderen Leitung zur Kontaktzone transportiert, dadurch gekennzeichnet, daß die Kontaktzone gebildet wird durch wenigstens einen Teil des Produktionsbohrlochs und bevorzugt durch die Gesamttiefe des Bohrlochs.

2. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem der Gewichtsanteil des Antihydrat-Additivs in der flüssigen rezyklierten Phase bei 10 bis 90 % und bevorzugt bei 30 bis 70 % liegt.

3. Verfahren nach Anspruch 1, bei dem man dieses Gas mit der rezyklierten flüssigen Phase kontaktiert, die im übrigen wenigstens ein Antikorrosions-Additiv umfaßt, bei dem es sich um eine nicht-kohlenwasserstoffhaltige normalerweise flüssige Verbindung, außer Wasser, handelt, wobei diese Zusammensetzung wenigstens teilweise mit Wasser mischbar oder in Wasser dispergierbar ist und im reinen Zustand oder in azeotroper Form bei einer Temperatur unterhalb der Verdampfungstemperatur des Wassers verdampft und bei dem die Gewichtsanteile in der flüssigen rezyklierten Phase die folgenden sind:

- von 0,1 bis 5 %, und bevorzugt 0,3 bis 1 % Antikorrosions- Additiv,

- von 10 bis 90 % und bevorzugt 30 bis 70 % Antihydrat-Additiv,

- von 9,9 bis 89,9 % und bevorzugt 29,7 bis 69,7 % Wasser.

4. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 3, bei dem nach Stufe (a) der Anteil an rezyklierter flüssiger Phase bezogen auf den Massenstrom des aus dem Bohrloch austretenden Gases bei 0,05 bis 5 Gew.-% und bevorzugt bei 0,1 bis 1 % liegt, wobei die Temperatur im wesentlichen zwischen 20 und 100ºC und der Druck bei 0,1 bis 25 MPa liegt.

5. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 4, dadurch gekennzeichnet, daß während der Stufe (c) das Kondensat eine wäßrige Phase und eine flüssige kohlenwasserstoffhaltige Phase umfaßt, wobei die kohlenwasserstoffhaltige Phase von der wäßrigen Phase durch Dekantieren während der Stufe (d) getrennt und abgezogen wird.

6. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 5, dadurch gekennzeichnet, daß dieses Produktionsgas durch wenigstens 2 unterschiedliche Bohrlöcher erzeugt wird und daß die Stufe (a) in wenigstens einem Bohrloch realisiert wird und daß die gasförmigen aus den Bohrlöchern austretenden Phasen, bevor sie der Stufe (d) unterzogen werden, gemischt werden.

7. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 6, dadurch gekennzeichnet, daß das Antihydrat-Additiv wenigstens eine Zusammensetzung ist bzw. eine Verbindung ist, die gewählt ist aus der Gruppe, welche gebildet wird aus: Methanol, Methlypropylether, Dimethoxymethan, Dimethoxyethan, Ethanol, Methoxyethanol und Propanol und daß das Antikorrosions-Additiv wenigstens eine Zusammensetzung/Verbindung ist, die gewählt ist aus der Gruppe gebildet durch Diethylamin, Propylamin, Buthylamin, Triethylamin, Dipropylamin, Ethylpropylamin, Ethanolamin, Cyclohexylamin, Morpholin-Pyrridin und Ethylendiamin.

8. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 7, dadurch gekennzeichnet, daß die Kühltemperatur der Stufe (c) zwischen +10 und -60ºC und bevorzugt zwischen -10 und -40ºC liegt.

9. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 8, dadurch gekennzeichnet, daß die Stufe (a) unter dem Meer durchgeführt wird, wobei das Gas während der Stufe (b) über eine Unterwasserleitung transportiert wird.

10. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 9, dadurch gekennzeichnet, daß das aus der Stufe (d) austretende Gas eine komplementäre Behandlung durch kaltes Waschen mit Hilfe eines Lösungsmittels erfährt, das als Additiv während der Stufe (a) verwendet wurde, um wenigstens einen Teil der in diesem Gas enthaltenen sauren Gase bzw. Säuredämpfe zu eliminieren.

11. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 10, bei dem man bei wenigstens einem Teil der Tiefe des Bohrloches Verkleidungselemente anbringt.

12. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 11, bei dem die flüssige wäßrige Phase der Stufe (a) in das Speichergestein zurückgeschickt wird.

13. Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 12, bei dem wenigstens ein Teil der Kontaktzone Verkleidungselemente enthält.