EA012028B1 - Способ регазификации суспензии газового гидрата - Google Patents

Способ регазификации суспензии газового гидрата Download PDF

Info

Publication number
EA012028B1
EA012028B1 EA200801445A EA200801445A EA012028B1 EA 012028 B1 EA012028 B1 EA 012028B1 EA 200801445 A EA200801445 A EA 200801445A EA 200801445 A EA200801445 A EA 200801445A EA 012028 B1 EA012028 B1 EA 012028B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
phase
water
gaseous
vessel
Prior art date
Application number
EA200801445A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200801445A1 (ru
Inventor
Карл Боулз Арго
Роджер Нил Харпер
Дейвид Чарлз Кинг
Майкл Бернард Пауэр
Питер Уиллкокс
Original Assignee
Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
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
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=36539854&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=EA012028(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед filed Critical Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед
Publication of EA200801445A1 publication Critical patent/EA200801445A1/ru
Publication of EA012028B1 publication Critical patent/EA012028B1/ru

Links

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D1/00—Pipe-line systems
    • F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
    • F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
    • F17D1/05—Preventing freezing
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C7/00—Methods or apparatus for discharging liquefied, solidified, or compressed gases from pressure vessels, not covered by another subclass
    • F17C7/02—Discharging liquefied gases
    • F17C7/04—Discharging liquefied gases with change of state, e.g. vaporisation
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/14—Arrangements for supervising or controlling working operations for eliminating water
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00—Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/03—Mixtures
    • F17C2221/032—Hydrocarbons
    • F17C2221/036—Hydrates
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0146—Two-phase
    • F17C2223/0153—Liquefied gas, e.g. LPG, GPL
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03—Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/033—Small pressure, e.g. for liquefied gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107—Single phase
    • F17C2225/0123—Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03—Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036—Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0135—Pumps
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01—Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128—Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0157—Compressors
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0306—Heat exchange with the fluid by heating using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0309—Heat exchange with the fluid by heating using another fluid
    • F17C2227/0311—Air heating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0302—Heat exchange with the fluid by heating
    • F17C2227/0327—Heat exchange with the fluid by heating with recovery of heat
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0337—Heat exchange with the fluid by cooling
    • F17C2227/0339—Heat exchange with the fluid by cooling using the same fluid
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00—Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/03—Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/0367—Localisation of heat exchange
    • F17C2227/0388—Localisation of heat exchange separate
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/01—Purifying the fluid
    • F17C2265/015—Purifying the fluid by separating
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00—Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/05—Regasification
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0102—Applications for fluid transport or storage on or in the water
    • F17C2270/0118—Offshore
    • F17C2270/0123—Terminals
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00—Applications
    • F17C2270/01—Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0134—Applications for fluid transport or storage placed above the ground
    • F17C2270/0136—Terminals

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Gas Separation By Absorption (AREA)
  • Treatment Of Sludge (AREA)

Abstract

В изобретении описан способ непрерывной регазификации потока исходных материалов, включающего: (I) суспензионную фазу, содержащую частицы газового гидрата, суспендированные в получаемом жидком углеводороде, и необязательно свободную получаемую воду, и (II) необязательно газообразную фазу, содержащую свободный получаемый газообразный углеводород, вследствие чего генерируется регазифицированная многофазная текучая среда, и для разделения регазифицированной многофазной текучей среды на ее составляющие текучие среды; включающий следующие стадии: (а) нагревание потока исходных материалов до уровня выше температуры диссоциации газового гидрата с регазификацией таким образом потока исходных материалов путем превращения частиц газового гидрата в газообразный углеводород и воду; (б) выделение из регазифицированной многофазной текучей среды газообразной углеводородной фазы с получением таким образом потока газообразных углеводородных продуктов и жидкого потока, включающего смесь жидкого углеводорода и воды; (в) разделение жидкого потока, включающего смесь жидкого углеводорода и воды, на жидкую углеводородную фазу и водную фазу; (г) удаление жидкой углеводородной фазы в виде потока жидких углеводородных продуктов.

Description

Объектом настоящего изобретения является способ регазификации многофазной текучей среды, включающей суспензию гидрата, свободный газообразный углеводород и/или свободный жидкий углеводород, по месту оборудования для ведения добычи в открытом море или по месту приемочного терминала на побережье.
Поиск новых запасов нефти или газа в настоящее время достиг той стадии, когда он отодвигается от относительно легкодоступных вод континентального шельфа и перемещается в направлении более глубоких вод. Это порождает технически сложные задачи, включающие проблему отложения газового гидрата в трубопроводах и в оборудовании для ведения добычи. Газовый гидрат представляет собой соединение наподобие льда, состоящее из молекул легких углеводородов, инкапсулированных внутри в ином случае нестабильной водной кристаллической структуры. Эти газовые гидраты образуются под высоким давлением и при низкой температуре всякий раз, когда содержатся приемлемый газ и свободная вода. Кристаллы газового гидрата могут осаждаться на стенках трубопроводов и в оборудовании для ведения добычи, а в случаях наихудших сценариев это может привести к полной закупорке трубопроводов или сосудов и напорных трубопроводов нефтедобывающего оборудования. Хотя образование газового гидрата является основной проблемой при добыче газа, образование газовых гидратов является также проблемой для производства газового конденсата и сырой нефти.
В нефтяной и газовой промышленности растет понимание того, что частицы газового гидрата в текущей ситуации как таковые проблемы не составляют. Если эти частицы не осаждаются на стенках трубопроводов или оборудования и не оказывают значительного влияния на поведение потока текучей среды (т.е. их концентрация не слишком высока), такие частицы просто истекают с остатком текучих сред. Так, например, в И8 6774276 описан способ транспортировки потока текучих углеводородов, содержащих воду, посредством системы обработки и транспортировки, имеющей трубопровод, включающий введение потока текучих углеводородов в реактор, в котором поток текучих углеводородов содержит воду;
введение холодного потока текучих углеводородов, содержащего частицы газовых гидратов, действующих как гидрофильный агент, в реактор, где его смешивают с потоком текучих углеводородов, содержащих воду;
охлаждение отходящего из реактора потока углеводородов в теплообменнике для гарантии того, что содержащаяся в нем свободная вода достигает формы газовых гидратов;
обработку охлажденного отходящего потока в сепараторе для разделения этого потока на первый поток и второй поток, где первый поток содержит газовый гидрат;
возврат первого потока в реактор с получением частиц газового гидрата и транспортировку второго потока в трубопровод для перекачки к месту назначения.
При внесении затравки в поток с частицами газового гидрата на затравочных частицах происходит рост гидрата. Частицы газового гидрата увеличиваются в размерах, но остаются захваченными потоком и, следовательно, на стенках трубопровода не осаждаются. Частицы газового гидрата обычно не плавятся вновь с высвобождением воды и природного газа до тех пор, пока температуры не повышаются или давления не становятся слишком низкими, что в действительности обычно происходит в конце трубопровода. В соответствии с И8 6774246 гидратный порошок может быть выделен из основной жидкой фазы механически с помощью сетки. Другой метод заключается, по-видимому, в расплавлении гидратов в сепараторе, продолжительность пребывания в котором является достаточно длительной для появления воды и выделения из углеводородных жидкостей. Кроме того, в зависимости от системы текучей среды, плотность частиц может даже достаточно отклоняться от плотности основной жидкости настолько, что частицы могут быть легко выделены. Однако все еще сохраняется потребность в разработке усовершенствованного способа регазификации частиц газового гидрата, которые захватываются получаемой многофазной текучей средой.
Заявка νθ 97/24550 относится к установке при терминале и к способу, в соответствии с которым углеводородный продукт, который может состоять только из гидрата или может состоять из суспензии жидкого носителя и суспендированного в нем газового гидрата, и который перед диссоциированием потенциально хранят в течение некоторого времени таким образом, что образуется газ для последующей транспортировки или применения. Углеводородный продукт хранят внутри одного или нескольких складских резервуаров при настолько низкой и стабильной температуре, что гидрат поддерживают в форме гидрата под давлением хранения, которое может быть очень близким к нормальному атмосферному давлению. Это дает возможность изготавливать складской резервуар или резервуары без какихлибо усиливающих структур и толстых стенок. Такие складские резервуары используют в установке совместно по меньшей мере с одним диссоциационным резервуаром, который может обладать намного меньшим объемом, чем складской резервуар или резервуары, и размеры такого диссоциационного резервуара или резервуаров подбирают таким образом, чтобы выдерживать давление, которое соответствует давлению дегазификации для выпуска газа, когда диссоциирует гидрат, что на практике означает давление от приблизительно 50 до 60 бар. Это является, как сказано, преимуществом, если углеводородный продукт находится в форме суспензии, включающей относительно малые частицы газообразного гидрата, суспендированного в жидком носителе, который в предпочтительном варианте состоит из углеводо
- 1 012028 родной жидкости или смеси разных углеводородных жидкостей, предпочтительно главным образом не образующей гидраты природы. Одной из задач текучего носителя является придание частицам газового гидрата плавучести, которая существенно уменьшает или полностью предотвращает тенденцию к уплотнению гидрата в нижних частях складского резервуара. В противоположность этому сущность настоящего изобретения состоит не в хранении многофазной текучей среды, которая содержит частицы газового гидрата, внутри складского резервуара перед регазификацией этих частиц газового гидрата. Кроме того, осуществление способа по АО 97/24550 не позволяет манипулировать большими объемами газообразного углеводорода и жидкого углеводорода, которые образуются в способе по настоящему изобретению.
Объектом настоящего изобретения является разработка способа непрерывной регазификации потока исходных материалов, включающего (I) суспензионную фазу, содержащую частицы газового гидрата, суспендированные в получаемом жидком углеводороде, и необязательно свободную получаемую воду, и (II) необязательно газообразную фазу, содержащую свободный получаемый газообразный углеводород, вследствие чего генерируется регазифицированная многофазная текучая среда, и для разделения регазифицированной многофазной текучей среды на ее составляющие текучие среды включающего следующие стадии:
(а) нагревание потока исходных материалов до уровня выше температуры диссоциации газового гидрата с регазификацией таким образом потока исходных материалов путем превращения частиц газового гидрата в газообразный углеводород и воду;
(б) выделение из регазифицированной многофазной текучей среды газообразной углеводородной фазы с получением таким образом потока газообразных углеводородных продуктов и жидкого потока, включающего смесь жидкого углеводорода и воды;
(в) разделение жидкого потока, включающего смесь жидкого углеводорода и воды, на жидкую углеводородную фазу и водную фазу и (г) удаление жидкой углеводородной фазы в виде потока жидких углеводородных продуктов.
Когда количество частиц газового гидрата в потоке исходных материалов ограничивают количеством воды в получаемой текучей среде, поток исходных материалов может включать свободный газообразный углеводород. Под свободным газообразным углеводородом подразумевают газообразный углеводород, который не связан с газовыми гидратами. Этот свободный газообразный углеводород обычно образует газообразную углеводородную фазу. Когда количество газовых гидратов в потоке исходных материалов ограничивают количеством газообразного углеводорода в получаемой текучей среде, поток исходных материалов может включать свободную воду. Под свободной водой подразумевают воду, которая не связана с газовыми гидратами. Полагают, что эта свободная вода обладает такой же плотностью, как суспензионная фаза, и, следовательно, обычно не образует явной водной фазы в потоке исходных материалов. Таким образом, суспензионная фаза потока исходных материалов может обладать относительной плотностью от 0,9 до 0,95 г/см3, в то время как плотность воды обычно зависит от общего содержания растворенных в ней солей и может находиться в интервале от 0,9 до 1,6 г/см3.
В целесообразном варианте поток исходных материалов получают с применением способа по патенту И8 6774276, который включен в настоящее описание в качестве ссылки. Так, поток получаемых текучих углеводородов (газообразный углеводород и жидкий углеводород), содержащий воду, вводят в реактор, в котором его смешивают с затравочными частицами газовых гидратов, которые также вводят в реактор, а отходящий из реактора поток углеводородов охлаждают в теплообменнике, вследствие чего газовый гидрат нарастает на поверхности затравочных кристаллов. Затем этот поток обрабатывают в сепараторе, в котором поток разделяют на первый поток и второй поток. Первый поток, который состоит из газовых гидратов, возвращают в реактор с получением затравочных частиц газовых гидратов, а второй поток транспортируют посредством трубопровода к оборудованию для ведения добычи. Поток получаемых углеводородов, содержащий воду, который вводят в реактор, может представлять собой многофазную текучую среду, получаемую из газовой скважины (причем в этом случае многофазная текучая среда включает природный газ, газовый конденсат и воду), или может представлять собой многофазную текучую среду, получаемую из нефтяной скважины (причем в этом случае многофазная текучая среда включает природный газ, сырую нефть и воду). Вначале поток многофазной текучей среды обычно является относительно теплым и обычно находится под повышенным давлением. Как обсуждается в И8 6774276, перед введением многофазной текучей среды в реактор в предпочтительном варианте многофазную текучую среду охлаждают в первом теплообменнике. Перед тем как текучая среда поступает в реактор, эту многофазную текучую среду также в предпочтительном варианте перемешивают с целью диспергировать полученную воду в форме капелек в углеводородах (газообразный углеводород и жидкий углеводород). Перед тем как второй поток из сепаратора направляют в трубопровод для транспортировки к оборудованию для ведения добычи, предусмотрена возможность смешения этого потока в смесительном средстве с мокрым газом под давлением. Свободную воду в мокром газе абсорбируют сухим гидратом из сепаратора в смесительном средстве, а воду, которая увлажняет сухой гидрат, легко превращают в дополнительный гидрат. Этот новый гидрат, который образуется, обычно увеличивает размер гидратных частиц из сепаратора и может также образовывать новые небольшие гидратные частицы, когда более крупные гидратные частицы разбивают в смесительном средстве. При условии наличия избытка газооб
- 2 012028 разного углеводорода по месту выпускного приспособления смесительного средства вся свободная вода обычно превращается в газовый гидрат. Таким образом, поток исходных материалов, который транспортируют к оборудованию для ведения добычи посредством трубопровода, включает поток получаемых текучих сред, содержащих увлекаемые им частицы газового гидрата.
Поток исходных материалов, который транспортируют посредством трубопровода к оборудованию для ведения добычи, может находиться в режиме слоистого истечения. Таким образом, когда поток исходных материалов содержит свободный газообразный углеводород, явная газообразная фаза может лежать в трубопроводе выше суспензионной фазы (суспензия частиц газового гидрата в получаемом жидком углеводороде и/или получаемой воде). По другому варианту фазы потока исходных материалов могут быть хорошо смешанными, в частности в режиме кольцевого истечения или режиме туманного истечения. Когда поток исходных материалов, который транспортируют посредством трубопровода к оборудованию для ведения добычи, находится в режиме слоистого медленного истечения, для управления многофазным потоком трубопровода перед оборудованием для ведения добычи может потребоваться большой разделительный сосуд (как правило известный как ловушка для конденсата). Этот большой разделительный сосуд (ловушка для конденсата) может также обеспечивать некоторое начальное выделение газообразной углеводородной фазы из концентрированной суспензии гидрата перед нагреванием потока исходных материалов на стадии (а).
Оборудование для ведения добычи, используемое для осуществления способа по настоящему изобретению (в дальнейшем регазификационное оборудование для ведения добычи), может находиться у терминала на побережье, на морской платформе или плавучем сооружении, включающем оборудование для ведения добычи, хранения и транспортировки на плаву (ДХТП). Регазификационное оборудование для ведения добычи как правило включает диссоциационный сосуд для регазификации потока исходных материалов, по меньшей мере один газожидкостной сепаратор, по меньшей мере один сепаратор жидкого углеводорода/воды и необязательно концентратор для удаления газообразного углеводорода из потока исходных материалов перед регазификацией потока исходных материалов. Предусмотрена возможность модернизации диссоциационного сосуда и необязательного концентратора применительно к существующему оборудованию для ведения добычи. Поток исходных материалов может быть направлен из трубопровода в диссоциационный сосуд регазификационного оборудования для ведения добычи с использованием обычных насоса и напорного трубопровода, поскольку наличие частиц газового гидрата не оказывает значительного воздействия на поведение потока исходных материалов. Предусмотрена также возможность того, что регазификационное оборудование для ведения добычи может быть в тепловом отношении объединено с обычным оборудованием для ведения добычи, которое используют для обработки обычного многофазного потока исходных материалов. Под обычным многофазным потоком исходных материалов подразумевают многофазный поток исходных материалов, включающий газообразную углеводородную фазу, жидкую углеводородную фазу и воду, который выдерживают при более высокой температуре, чем температура образования газового гидрата. Этот обычный многофазный поток исходных материалов может истекать в обычное оборудование для ведения добычи по нагретому трубопроводу, теплоизолированному трубопроводу или по линии типа труба в трубе.
Поток исходных материалов в регазификационное оборудование для ведения добычи включает (I) суспензионную фазу, содержащую частицы газового гидрата, суспендированные в получаемом жидком углеводороде и необязательно свободной получаемой воде, и (II) необязательную газообразную фазу, содержащую свободный получаемый газообразный углеводород. В целесообразном варианте получаемый жидкий углеводород представляет собой газовый конденсат или сырую нефть. В предпочтительном варианте частицы газового гидрата обладают средним диаметром меньше 250 мкм. Эти небольшие частицы газового гидрата не проявляют тенденции к агрегации с образованием более крупных частиц и, следовательно, остаются уносимыми в потоке получаемого жидкого углеводорода и необязательной свободной получаемой воды. В предпочтительном варианте концентрация частиц газового гидрата в суспензионной фазе составляет меньше 50 мас.%.
Регазификации частиц газового гидрата суспензионной фазы добиваются на стадии (а) нагреванием потока исходных материалов, вследствие чего частицы газового гидрата диссоциируют с высвобождением газообразного углеводорода из воды, которая была связана с газовым гидратом, и из любого газового конденсата или нефти (более легких компонентов сырой нефти), которая была захваченной внутри частиц газового гидрата.
В предпочтительном варианте поток исходных материалов, по меньшей мере, частично нагревают на стадии (а) теплообменом с одним или несколькими горячими технологическими потоками, которые образуются в регазификационном оборудовании для ведения добычи и/или в объединенном обычном оборудовании для добычи нефти. Этот горячий технологический поток может быть выбран из:
(1) горячего потока регазифицированных газообразных углеводородов;
(2) горячего сжатого потока газообразных углеводородов из регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи (благодаря чему обеспечивают утилизацию тепла сжатия);
(3) горячего потока получаемой воды из сепаратора жидкого углеводорода/воды регазификационного
- 3 012028 оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи;
(4) горячего потока жидких углеводородных продуктов из сепаратора жидкого углеводорода/воды регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи и (5) горячего потока, отходящего из газовой турбины регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи (когда газовую турбину используют при получении электроэнергии, например, для приведения газовых компрессоров или другого обрабатывающего оборудования).
Когда поток исходных материалов, по меньшей мере, частично нагревают на стадии (а) теплообменом с одним или несколькими горячими технологическими потоками, в предпочтительном варианте этот теплообмен обеспечивает от 5 до 100%, более предпочтительно от 10 до 90%, наиболее предпочтительно от 25 до 75%, например от 45 до 55%, подводимого тепла, необходимого для повышения температуры потока исходных материалов до уровня или выше температуры диссоциации частиц газового гидрата.
Обычно поток исходных материалов в диссоциационном сосуде следует нагревать до уровня или выше температуры диссоциации частиц газового гидрата (если теплообмен потока исходных материалов с горячим технологическим потоком (потоками) не обеспечивает 100% потребляемого тепла, необходимого для регазификации частиц газового гидрата). В предпочтительном варианте поток исходных материалов нагревают в диссоциационном сосуде до температуры по меньшей мере 15°С, предпочтительно по меньшей мере 25°С, например по меньшей мере 30°С. Когда поток исходных материалов включает парафинистую сырую нефть, в предпочтительном варианте такой поток исходных материалов нагревают в диссоциационном сосуде до температуры, которая выше температуры образования воска. Как правило температура образования воска находится в интервале от 20 до 50°С, например составляет примерно 40°С.
В предпочтительном варианте давление потока исходных материалов перед направлением в диссоциационный сосуд уменьшают, благодаря чему упрощают регазификацию частиц газового гидрата. Как правило поток исходных материалов направляют в диссоциационный сосуд под абсолютным давлением в интервале от 10 до 100 бар, например от 20 до 40 бар.
В целесообразном варианте продолжительность пребывания потока исходных материалов в диссоциационном сосуде находится в интервале от 0,25 до 30 мин, предпочтительно от 3 до 15 мин, например от 3 до 10 мин.
Диссоциационный сосуд может представлять собой регазификационный бойлер, который нагревает поток исходных материалов теплообменом с горячим теплоносителем, например с горячим маслом, горячим газом или водяным паром. Так, в частности, регазификационный бойлер может представлять собой термосифон, включающий теплообменный сосуд, систему трубопроводов и питающий сосуд, размещенный перед теплообменным сосудом, где головная часть потока исходных материалов в этом питающем сосуде создает движущую силу для перемещения потока исходных материалов из этого питающего сосуда в теплообменный сосуд и сохраняет постоянный уровень жидкости в теплообменнике. Теплые пар и жидкость из теплообменного сосуда либо возвращают назад в этот питающий сосуд, либо направляют в разделительное оборудование, размещенное после теплообменного сосуда. Водяной пар или горячий газ, который используют для нагрева регазификационного бойлера, может быть получен с использованием отбросного тепла из регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи. Кроме того, регазификационный бойлер может представлять собой ребойлер типа котла, которым служит большой сосуд, снабженный размещенным в нем змеевиковым теплообменником. Этот ребойлер типа котла может быть оборудован рециркуляционным насосом (также известным как обратный насос), который можно использовать для увеличения продолжительности пребывания исходного материала внутри ребойлера. Кроме того, рециркуляционный насос содействует перемещению этого исходного материала через ребойлер и гарантирует хорошее смешение. По другому варианту диссоциационный сосуд может представлять собой смесительный сосуд теплой воды, в котором теплую воду направляют в резервуар, который снабжен перемешивающим средством, например лопастной мешалкой, с целью нагрева суспензионной фазы до уровня выше температуры диссоциации для газового гидрата. В целесообразном варианте теплая вода поступает в смесительный сосуд при температуре в интервале от 40 до 95°С, предпочтительно от 50 до 60°С. В предпочтительном варианте теплая вода представляет собой поток горячей воды, получаемый из регазификационного оборудования для ведения добычи и/или из объединенного обычного оборудования для ведения добычи. Предусмотрена также возможность того, что диссоциационный сосуд представляет собой сосуд барботажа водяного пара. Смешение потока исходных материалов с водяным паром может быть достигнуто под действием барботажа водяного пара в сосуде. Однако если необходимо, то сосуд барботажа водяного пара может быть снабжен дополнительным перемешивающим средством, например лопастной мешалкой. Водяной пар, который барботируют внутри диссоциационного сосуда, в предпочтительном варианте находится под абсолютным давлением в интервале от 30 до 60 бар, например 50 бар. В целесообразном варианте водяной пар можно барботировать в сосуде посредством по меньшей мере одного сопла, например от 1 до 10 сопел, предпочтительно от 1 до 5 сопел. В предпочтительном варианте сопло (сопла)
- 4 012028 расположены в верхней части диссоциационного сосуда. Выпускное приспособление для водяного пара у сопла (сопел) в предпочтительном варианте находится ниже уровня жидкости в сосуде барботажа водяного пара.
Когда диссоциационный сосуд представляет собой регазификационный бойлер, поток регазифицированной многофазной текучей среды отводят из регазификационного бойлера и направляют в газожидкостной сепаратор (например, в сепараторный барабан), в котором газообразную фазу отделяют от жидких компонентов регазифицированной многофазной текучей среды. Газообразный поток отводят в виде верхней фракции по месту или вблизи верхней части газожидкостного сепаратора, а жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды, может быть отведен по месту или вблизи основания газожидкостного сепаратора.
Когда диссоциационный сосуд представляет собой смесительный сосуд теплой воды или сосуд барботажа водяного пара, газообразный поток может быть отведен как верхняя фракция по месту или вблизи верхней части диссоциационного сосуда, а жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды, может быть отведен по месту или вблизи основания диссоциационного сосуда. Другими словами, диссоциационный сосуд действует так же, как газожидкостный сепаратор.
Газообразный поток из газожидкостного сепаратора или из диссоциационного сосуда включает основную часть газообразной фазы из регазифицированной многофазной текучей среды. Эта газообразная фаза как правило включает газообразный углеводород, который был связан с частицами газового гидрата, весь свободный газообразный углеводород, который содержался в потоке исходных материалов, и испаренные углеводороды.
В предпочтительном варианте поток исходных материалов перед нагревом до уровня выше температуры диссоциации для частиц газового гидрата в диссоциационном сосуде направляют в концентратор. В целесообразном варианте концентратор представляет собой гидроциклон или отстойник. Когда в потоке исходных материалов имеется свободный газообразный углеводород, предусмотрена возможность выделения газообразной фазы из потока исходных материалов в концентраторе. Соответственно, газообразный поток может быть отведен из концентратора, благодаря чему уменьшаются потребности в подводимом тепле, необходимом для диссоциационного резервуара. Кроме того, из концентратора может быть отведена водная суспензионная фаза или фаза суспензии жидкого углеводорода, благодаря чему дополнительно уменьшаются потребности в подводимом тепле, необходимом для диссоциационного резервуара. Это проиллюстрировано в отношении потока исходных материалов, который получают охлаждением текучей среды, добываемой из нефтяной скважины, до уровня ниже температуры образования газового гидрата. В начале эксплуатации нефтяной скважины получаемая текучая среда может включать газообразные углеводороды, основную часть сырой нефти и небольшую часть получаемой воды. Соответственно, в концентраторе из потока исходных материалов можно выделять водную суспензионную фазу, включающую частицы газового гидрата, суспендированные в получаемой воде. Эта водная суспензионная фаза может быть отведена из концентратора и может быть направлена в диссоциационный сосуд водной суспензии, где водную суспензию нагревают до уровня выше температуры диссоциации частиц газового гидрата, вследствие чего образуются газообразная углеводородная фаза и фаза получаемой воды. Вся остаточная нефть, которая содержится в фазе получаемой воды, может быть удалена направлением получаемой воды в электростатический коагулятор. Предусмотрена также возможность добавления воды в поток исходных материалов в концентраторе для содействия в выделении водной суспензионной фазы. В конце эксплуатации нефтяной скважины получаемая текучая среда может включать газообразные углеводороды, небольшую часть сырой нефти и основную часть получаемой воды. Соответственно, из потока исходных материалов, в котором нефтяная суспензионная фаза включает суспензию частиц газового гидрата в сырой нефти, можно выделить нефтяную суспензионную фазу. Эта нефтяная суспензионная фаза может быть отведена из концентратора и может быть направлена в диссоциационный сосуд нефтяной суспензии, в котором нефтяную суспензию нагревают до уровня выше температуры диссоциации частиц газового гидрата, вследствие чего образуются газообразная углеводородная фаза и нефтяная фаза. Вся остаточная вода в нефтяной фазе может быть удалена в последующем разделительном оборудовании. В обоих случаях оставшуюся суспензию направляют из концентратора в диссоциационный сосуд, предпочтительно после теплообмена по меньшей мере с одной горячей технологической текучей средой. Удаление водной суспензионной фазы или нефтяной суспензионной фазы из концентратора уменьшает потребности в подводимом тепле в диссоциационном сосуде.
Когда диссоциационный сосуд представляет собой регазификационный бойлер, газообразный поток, который отводят из концентратора, может быть введен в газожидкостный сепаратор совместно с регазифицированной многофазной текучей средой из регазификационного бойлера. В предпочтительном варианте газообразная фаза из концентратора может быть введена в газожидкостный сепаратор отдельно от регазифицированной многофазной текучей среды. Однако предусмотрена также возможность смешения газообразной фазы с регазифицированной многофазной текучей средой перед газожидкостным сепаратором.
Когда диссоциационный сосуд представляет собой смесительный сосуд теплой воды или сосуд барботажа водяного пара, газообразный поток, который удаляют из концентратора, может быть смешан с
- 5 012028 газообразным потоком, который отводят из диссоциационного сосуда, и такой объединенный газообразный поток может быть направлен в газожидкостный сепаратор.
В предпочтительном варианте последовательно размещают несколько газожидкостных сепараторов, например от 2 до 4, в предпочтительном варианте последовательно размещают 3 газожидкостных сепаратора. Способ по настоящему изобретению далее проиллюстрирован со ссылкой на 3 размещенных последовательно газожидкостных сепаратора. В целесообразном варианте газообразный поток удаляют как верхнюю фракцию по месту или вблизи верхней части первого газожидкостного сепаратора в этом ряду и охлаждают пропусканием через теплообменник, например, теплообменом с потоком исходных материалов. Жидкость, которая конденсируется из охлажденного газообразного потока, отделяют во втором газожидкостном сепараторе в этом ряду. По месту или вблизи верхней части второго газожидкостного сепаратора газообразный поток как верхнюю фракцию удаляют и сжимают в компрессоре с получением газообразного потока высокого давления, а затем этот поток охлаждают пропусканием через теплообменник, например, теплообменом с потоком исходных материалов. Жидкость, которая конденсируется из охлажденного газообразного потока высокого давления, отделяют в третьем разделительном сосуде в этом ряду. Газообразный поток, который отводят как верхнюю фракцию из третьего сепаратора в этом ряду, можно объединять с газообразным потоком (потоками), отводимым из сепаратора (сепараторов) жидкого углеводорода/воды (см. ниже), а получаемый поток газообразных углеводородных продуктов перед направлением в газовый трубопровод может быть дополнительно сжат, например до абсолютного давления по меньшей мере 60 бар, предпочтительно по меньшей мере 80 бар. Как правило поток газообразных углеводородных продуктов представляет собой поток природного газа. По месту или вблизи основания каждого из сепараторов в этом ряду (и из диссоциационного сосуда, где диссоциационный сосуд действует как газожидкостный сепаратор) отводят жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды. Такие жидкие потоки объединяют и объединенный жидкий поток разделяют на жидкую углеводородную фазу и водную фазу на стадии (в).
Жидкая углеводородная фаза, которую выделяют на стадии (в) способа по настоящему изобретению, включает весь газовый конденсат или компоненты сырой нефти, которые были связаны с частицами газового гидрата, и весь свободный газовый конденсат или сырую нефть, которая содержалась в потоке исходных материалов. Водная фаза, которую выделяют на стадии (в), включает получаемую воду, которая была связана с частицами газового гидрата, и всю свободную получаемую воду, которая содержалась в потоке исходных материалов.
В целесообразном варианте стадию (в) способа по настоящему изобретению осуществляют по меньшей мере в одном сепараторе жидкого углеводорода/воды. Если необходимо, то перед направлением в первый сепаратор жидкого углеводорода/воды в этом ряду жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды со стадии (б), нагревают с целью содействовать выделению из жидкой углеводородной фазы водной фазы. Перед направлением в сепаратор жидкого углеводорода/воды жидкий поток со стадии (б) как правило может быть нагрет до температуры в интервале от 40 до 90°С, предпочтительно от 55 до 65°С. В предпочтительном варианте последовательно размещают несколько сепараторов жидкого углеводорода/воды, например от 2 до 6, предпочтительнее 3 или 4 размещенных последовательно. Таким образом, жидкий поток со стадии (б) способа по настоящему изобретению направляют в первый из нескольких сепараторов жидкого углеводорода/воды, которые размещают последовательно. В целесообразном варианте абсолютное давление в первом сепараторе жидкого углеводорода/воды в этом ряду находится в интервале от 5 до 30 бар, предпочтительно от 7 до 15 бар. В целесообразном варианте рабочее давление во втором и последующих сепараторах в этом ряду ниже рабочего давления соответственно в первом и предыдущем сепараторах в этом ряду при условии, что давление исходного материала в конечном сепараторе в этом ряду можно повышать насосом до более высокого уровня. Работа сепараторов жидкого углеводорода/воды далее проиллюстрирована на примере 3 размещенных последовательно сепараторов жидкого углеводорода/воды. В первом сепараторе жидкого углеводорода/воды жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды, разделяют на верхнюю жидкую углеводородную фазу и нижнюю водную фазу. Дегазация жидкого потока приводит к выделению газообразной фазы в свободное пространство над жидкостью первого сепаратора жидкого углеводорода/нефти. Соответственно, по месту или вблизи верхней части первого сепаратора жидкого углеводорода/воды как верхнюю фракцию отводят газообразный поток. Жидкий поток, включающий жидкий углеводород (газовый конденсат или сырую нефть) и небольшое количество воды, отводят из первого сепаратора в промежуточном положении и перед понижением давления и введением во второй сепаратор в этом ряду жидкого углеводорода/воды нагревают в теплообменнике (теплообменом, например, с горячим маслом, воздухом или водяным паром) до температуры по меньшей мере 60°С. В этом втором сепараторе из жидкой углеводородной фазы выделяют дополнительную водную фазу. Дегазация жидкого потока приводит к выделению газообразной фазы в свободное пространство над жидкостью второго сепаратора. Соответственно, как верхнюю фракцию по месту или вблизи верхней части второго сепаратора отводят газообразный поток. В целесообразном варианте жидкий углеводородный поток, обладающий пониженным содержанием воды, можно отводить из второго сепаратора в промежуточном положении и подавать насосом в третий (конечный) сепаратор в этом ряду, из которого в промежуточном положении отводят дегазированный и
- 6 012028 высушенный жидкий углеводород. Этот конечный сепаратор в этом ряду не обладает точкой отбора газообразного материала. Поток обезвоженных и дегазированных жидких углеводородных продуктов (газовый конденсат или сырую нефть) можно перекачивать насосом на экспорт (в танкер или трубопровод). По месту или вблизи основания каждого из сепараторов в этом ряду удаляют водный поток. В целесообразном варианте такие водные потоки объединяют и после удаления всего углеводородного загрязнения объединенный водный поток можно направлять на сброс в окружающую среду. По другому варианту объединенные водные потоки можно использовать в качестве нагнетаемой в пласт воды. В целесообразном варианте газообразные потоки, которые отводят из первого и второго сепараторов жидкого углеводорода/воды, объединяют с газообразным потоком из конечного газожидкостного сепаратора (см. выше) и, следовательно, они включают часть потока газообразных продуктов.
Способ по настоящему изобретению в дальнейшем описан со ссылкой на фиг. 1-4.
Согласно фиг. 1 поток исходных материалов, включающий суспензию 1 газового гидрата для нагрева и регазификации гидратных частиц, содержащихся в суспензии, нагревают теплообменом с горячими технологическими потоками 9 и 6 (обсуждаются ниже) в теплообменниках ЕХ-1 и ЕХ-2 и необязательно с горячими технологическими потоками 22 и 23 (этот необязательный теплообмен не продемонстрирован) с последующим направлением в регазификационный бойлер ЕХ-3, в котором суспензию нагревают (теплообменом с горячим маслом, или с горячим воздухом, или водяным паром, получаемым с помощью отбросного тепла). Получаемую текучую смесь направляют в сепаратор 8ЕР-1, где из верхней части сепаратора удаляют газообразную фазу 6, а из основания сепаратора - жидкую фазу 5.
Газообразную фазу охлаждают в теплообменнике ЕХ-2 и затем направляют в сепаратор 8ЕР-4, где всю жидкость, которая конденсируется из газообразной фазы в ЕХ-2, отделяют от оставшейся газообразной фазы (потоки соответственно 11 и 8). Газообразную фазу 8 сжимают в компрессоре СОМР-1 с получением газообразного потока 9 высокого давления, который охлаждают в теплообменнике ЕХ-1. Всю жидкость, которая конденсируется из потока 9, удаляют из основания 8ЕР-6 (поток 13). Оставшийся газообразный продукт удаляют из верхней части 8ЕР-6 по линии 12.
Жидкие фазы, отводимые из сепараторов 8ЕР-1, 8ЕР-4 и необязательно 8ЕР-6 по линиям 5, 11 и 13, направляют в первый из 3 сепараторов нефти/воды, которые размещают последовательно (8ЕР-2, 8ЕР-5 и 8ЕР-7). Газообразную фазу удаляют как верхнюю фракцию из как 8ЕР-2, так и 8ЕР-5 (потоки 14 и 18), а водную фазу - из основания каждого из сепараторов 8ЕР-2, 8ЕР-5 и 8ЕР-7 (потоки 21, 22, 24) для сброса. Нефтяную фазу из 8ЕР-2 пропускают через теплообменник ЕХ-4, где поток нагревают в противотоке с 27 (горячее масло или другая приемлемая нагревающая среда, такая как горячий воздух или водяной пар) с последующим направлением в сепаратор 8ЕР-5. Нефтяную фазу из 8ЕР-5 направляют по линиям 19 и 20 и посредством РИМР-1 в 8ЕР-7. Обезвоженную и дегазированную нефтяную фазу удаляют из 8ЕР-7 по линии 23.
При необходимости для сбора текучих сред перед обработкой перед разделительным устройством может быть предусмотрен большой разделительный сосуд (как правило известный как ловушка для конденсата). Для управления многофазным потоком трубопровода используют ловушку для конденсата, в частности с целью предотвратить переполнение разделительного устройства интенсивным потоком суспензии гидрата во время периодов интенсивного истечения.
Как показано на фиг. 2, поток исходных материалов, включающий суспензию 1 газового гидрата, направляют в сосуд концентрирования суспензий (например, циклон, отстойник или ловушку для конденсата), который отделяет концентрированную суспензию 3 гидрата от газообразной углеводородной фазы 2. Предусмотрена также возможность отделения нефтяной суспензионной фазы от суспензии гидрата и возможность отвода из 8ЕР-1 в промежуточном положении (нефтяная суспензионная фаза обычно отделяется от концентрированной суспензии гидрата в виде верхней суспензионной фазы). Эта стадия концентрирования позволяет минимизировать или уменьшить потребности в тепле, необходимом для диссоциации суспензии гидрата. Перед направлением в 8ЕР-2 газообразную углеводородную фазу 2 из 8ЕР-1 смешивают с диссоциированной суспензией 6 гидрата из регазификационного бойлера ЕХ-3 (обсуждается ниже). В целесообразном варианте посредством рециркуляционного насоса (не показан) часть концентрированной суспензии 3 гидрата возвращают в сосуд концентрирования суспензий для содействия выделению газообразной углеводородной фазы.
Перед направлением в регазификационный бойлер ЕХ-3, в котором суспензию нагревают (теплообменом с горячим маслом, или с горячим воздухом, или водяным паром, получаемым с использованием отбросного тепла), для нагрева и регазификации гидратных частиц, содержащихся в суспензии, поток концентрированной суспензии из 8ЕР-1 нагревают теплообменом с горячими технологическими потоками 10 и 7 (описанными ниже) в теплообменниках ЕХ-1 и ЕХ-2 и необязательно с горячими технологическими потоками 25 и 23 (этот необязательный теплообмен не показан). Получаемую текучую смесь направляют в сепаратор 8ЕР-2 (совместно с газообразной углеводородной фазой 2 из 8ЕР-1), где газообразную фазу 7 и жидкую фазу 15 удаляют соответственно из верхней части и основания сепаратора 8ЕР-
2. Газообразную фазу 7 охлаждают в теплообменнике ЕХ-2 в противотоке с потоком 3 концентрированной суспензии и затем направляют по линии 8 в сепаратор 8ЕР-4, где всю жидкость, которая конденсируется из газообразной фазы в ЕХ-2, отделяют от оставшейся газообразной фазы (потоки соответственно
- 7 012028 и 9).
Газообразную фазу 9 сжимают в компрессоре СОМР-1 с получением газообразного потока 10 высокого давления, который охлаждают в теплообменнике ЕХ-1 в противотоке с потоком 3 концентрированной суспензии. Всю жидкость, которая конденсируется из потока 11, удаляют из основания 8ЕР-6 (поток 13). Оставшийся газообразный продукт удаляют из 8ЕР-6 по линии 12.
Жидкие фазы из сепараторов 8ЕР-2, 8ЕР-4 и необязательно 8ЕР-6 (потоки 15, 14 и необязательно 13) направляют в первый из 3 сепараторов нефти/воды, которые размещают последовательно (8ЕР-3, 8ЕР-7 и 8ЕР-8). Газообразную фазу удаляют как верхнюю фракцию из как 8ЕР-3, так и 8ЕР-7 (потоки 26 и 19), а водную фазу - из основания каждого из сепараторов (потоки 21, 25, 24). Нефтяную фазу из 8ЕР-3 (поток 16) направляют через теплообменник ЕХ-4, где перед направлением в сепаратор 8ЕР-7 этот поток нагревают в противотоке с потоком 29 (горячее масло или другая приемлемая нагревательная среда, такая как горячий воздух или водяной пар). Нефтяную фазу из 8ЕР-7 направляют по линиям 20 и 22 и посредством РИМР-1 в 8ЕР-8. Обезвоженную и дегазированную нефтяную фазу удаляют из 8ЕР-8 по линии 23.
Перед разделительным устройством для суспензии может потребоваться большой разделительный сосуд (как правило известный как ловушка для конденсата) для сбора многофазных текучих сред перед обработкой с целью управления многофазным потоком трубопровода.
Согласно фиг. 3 поток исходных материалов, включающий суспензию 1 газового гидрата, направляют в 8ЕР-1, который представляет собой сосуд концентрирования суспензий (например, циклон или отстойник), где концентрированную суспензию гидрата (поток 3) отделяют от потока 2 газообразного углеводорода, как это представлено выше со ссылкой на фиг. 2. Газообразную фазу 2 из 8ЕР-1 смешивают с газообразной фазой (потоком 7) из диссоциированной суспензии гидрата и объединенный поток вводят в 8ЕР-2.
Поток 3 концентрированной суспензии из 8ЕР-1 нагревают теплообменом с горячими технологическими потоками 11 и 8 в теплообменниках ЕХ-1 и ЕХ-2 и необязательно с горячим технологическим потоком 28 (этот необязательный теплообмен не показан) с последующим направлением в смесительный сосуд теплой воды 8ЕР-4, где эту суспензию вводят в контакт с теплой водой (поток 30) для нагрева и регазификации, содержащихся в суспензии гидратных частиц. Поток 30 может представлять собой поток горячей воды, получаемый из 8ЕР-7 (т.е. поток 25 может быть возвращен в 8ЕР-4), или может представлять собой поток горячей воды, получаемый из объединенного обычного оборудования для ведения добычи. В целесообразном варианте смесь суспензии и добавленной теплой воды перемешивают внутри смесительного сосуда 8ЕР-4. Жидкий поток 6 удаляют из основания смесительного сосуда 8ЕР-4 и направляют в 8ЕР-3 для дальнейшей обработки. Перед направлением в 8ЕР-2 из верхней части 8ЕР-4 (поток 7) газообразную фазу удаляют и смешивают с выделившимся газообразным углеводородом (поток 2) из 8ЕР-1.
Перед направлением в сепаратор 8ЕР-5, где всю жидкость, которая конденсируется из газообразной фазы в ЕХ-2, отделяют от оставшейся газообразной фазы (соответственно потоки 16 и 10), из верхней части 8ЕР-2 удаляют газообразную фазу (поток 8) и охлаждают в теплообменнике ЕХ-2.
Газообразная фаза 10 (поток 10) сжимают в компрессоре СОМР-1 с получением газообразного потока 11 высокого давления, который охлаждают в теплообменнике ЕХ-1. Всю жидкость, которая конденсируется из потока 11, удаляют из основания 8ЕР-6 (поток 14). Оставшийся газообразный продукт удаляют из 8ЕР-6 по линии 13.
Жидкую фазу, отводимую из основания 8ЕР-2 (поток 15), смешивают с потоками 6 и 16 и необязательно с потоком 14 и объединенный поток 17 направляют в первый из 3 сепараторов нефти/воды, которые размещены последовательно (8ЕР-3, 8ЕР-7 и 8ЕР-8). Из обоих сепараторов 8ЕР-3 и 8ЕР-7 как верхнюю фракцию удаляют газообразную фазу (потоки 18 и 23), а водную фазу - из основания каждого из сепараторов 8ЕР-3, 8ЕР-7 и 8ЕР-8 (потоки 19, 25, 29). Нефтяную фазу из 8ЕР-3 пропускают через теплообменник ЕХ-3, где поток нагревают в противотоке с потоком 31 (горячее масло или другой приемлемый теплоноситель, такой как горячий воздух или водяной пар), с последующим направлением в сепаратор 8ЕР-7. Нефтяную фазу из 8ЕР-7 направляют по линиям 26 и 27 и через РИМР-1 в 8ЕР-8, где обезвоженную и дегазированную нефтяную фазу удаляют по линии 28.
Как обсуждалось выше, перед устройством для выделения гидрата может потребоваться большой разделительный сосуд (как правило известный как ловушка для конденсата) для сбора многофазных текучих сред перед обработкой и для управления многофазным потоком трубопровода.
Согласно фиг. 4 поток исходных материалов, включающий суспензию 1 газового гидрата, направляют в 8ЕР-1, который представляет собой сосуд концентрирования суспензий (или циклон). Сосуд 8ЕР1 отделяет концентрированную суспензию гидрата (поток 3) от потока 2 газообразного углеводорода, как это представлено выше для фиг. 2 и 3. Газообразный углеводородный поток из 8ЕР-1 смешивают с диссоциированной газообразной фазой (поток 7), полученной в барботере водяного пара 8ЕР-4 (см. ниже), и затем объединенный газообразный поток направляют в 8ЕР-2.
Поток 3 концентрированной суспензии из 8ЕР-1 нагревают теплообменом с горячими технологическими потоками 11 и 8 в теплообменниках ЕХ-1 и ЕХ-2 и необязательно с горячим технологическим по
- 8 012028 током 25 и 28 (этот необязательный теплообмен не показан) с последующим направлением в сосуд барботажа водяного пара 8ЕР-4, где суспензию вводят в контакт с водяным паром промежуточного давления (ПД) (потоком 30) для нагрева и регазификации гидратных частиц, содержащихся в суспензии. В целесообразном варианте водяной пар ПД обладает абсолютным давлением в интервале от 30 до 60 бар. В предпочтительном варианте суспензию перемешивают внутри барботера водяного пара 8ЕР-4 для содействия нагреванию суспензии водяным паром ПД. Перед направлением в 8ЕР-2 из основания сосуда барботажа водяного пара удаляют жидкую фазу (поток 6) и направляют в 8ЕР-3 для дальнейшей обработки и одновременно, как обсуждалось выше, газообразную фазу, которую отводят из верхней части сосуда барботажа водяного пара 8ЕР-3 (поток 7), смешивают с выделившимся газом из 8ЕР-1.
Газообразную фазу, которую отводят из верхней части 8ЕР-2 (поток 8), охлаждают в теплообменнике ЕХ-2 (в противотоке с потоком 3 концентрированной суспензии гидрата) и затем направляют в сепаратор 8ЕР-5 по линии 9, где из оставшейся газообразной фазы (потоки соответственно 16 и 10) выделяют всю жидкость, которая конденсируется из газообразной фазы в ЕХ-2.
Газообразную фазу 10 сжимают в компрессоре СОМР-1 с получением газообразного потока 11 высокого давления, который охлаждают в теплообменнике ЕХ-1 (в противотоке с потоком 3 концентрированной суспензии гидрата). Всю жидкость, которая конденсируется из потока 12, удаляют из основания 8ЕР-6 (поток 14). Оставшийся газообразный продукт удаляют из 8ЕР-6 по линии 13.
Перед направлением в первый из 3 сепараторов нефти-воды, которые размещают последовательно (8ЕР-3, 8ЕР-7 и 8ЕР-8), жидкую фазу из 8ЕР-2 (поток 15) смешивают с потоками 6 и 16 и необязательно с потоком 14. Из обоих 8ЕР-3 и 8ЕР-7 как верхнюю фракцию удаляют газообразную фазу (потоки 18 и 23), а водную фазу - из основания каждого из сепараторов 8ЕР-3, 8ЕР-7 и 8ЕР-8 (потоки 19, 25, 29). Перед направлением в сепаратор 8ЕР-7 нефтяную фазу из 8ЕР-3 (поток 20) пропускают через теплообменник ЕХ-3, где поток нагревают в противотоке с потоком 31 (горячее масло или другой приемлемый теплоноситель, такой как горячий воздух или водяной пар). Нефтяную фазу из 8ЕР-7 по линиям 26 и 27 и через РиМР-1 направляют в 8ЕР-8. Обезвоженную и дегазированную нефтяную фазу удаляют из 8ЕР-8 по линии 28.
Как обсуждалось выше, перед разделительным устройством для суспензии может потребоваться большой разделительный сосуд (как правило известный как ловушка для конденсата) для сбора текучих сред перед обработкой и управления многофазным потоком трубопровода.

Claims (16)

    ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
  1. (1) потока регазифицированных газообразных углеводородов, который получают на стадии (б);
    1. Способ непрерывной регазификации потока исходных материалов, включающего суспензионную фазу, содержащую частицы газового гидрата, суспендированные в жидком углеводороде, и необязательно свободную воду, и необязательно газообразную фазу, содержащую свободный газообразный углеводород, в котором (а) нагревают поток исходных материалов до уровня выше температуры диссоциации газового гидрата, регазифицируя таким образом поток исходных материалов путем превращения частиц газового гидрата в газообразный углеводород и воду;
    (б) выделяют из регазифицированной многофазной текучей среды газообразную углеводородную фазу, получая таким образом поток газообразных углеводородных продуктов и жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды;
    (в) разделяют жидкий поток, включающий смесь жидкого углеводорода и воды, на жидкую углеводородную фазу и водную фазу; и (г) удаляют жидкую углеводородную фазу в виде потока жидких углеводородных продуктов.
  2. (2) горячего сжатого потока газообразных углеводородов из регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи;
    2. Способ по п.1, в котором жидкий углеводород представляет собой газовый конденсат или сырую нефть.
  3. (3) горячего потока получаемой воды из сепаратора жидкого углеводорода/воды регазификационного оборудования для ведения добычи и/или из сепаратора жидкого углеводорода/воды объединенного обычного оборудования для ведения добычи;
    3. Способ по п.1 или 2, в котором концентрация частиц газового гидрата в суспензионной фазе потока исходных материалов составляет меньше 50 мас.% и частицы газового гидрата обладают средним диаметром меньше 250 мкм.
  4. (4) горячего потока жидких углеводородных продуктов из сепаратора жидкого углеводорода/воды регазификационного оборудования для ведения добычи и/или объединенного обычного оборудования для ведения добычи и/или из сепаратора жидкого углеводорода/воды объединенного обычного оборудования для ведения добычи и (5) горячего потока, отходящего из газовой турбины регазификационного оборудования для ведения добычи и/или из газовой турбины объединенного обычного оборудования для ведения добычи.
    4. Способ по одному из предыдущих пунктов, в котором поток исходных материалов регазифицируют в регазификационном оборудовании для ведения добычи, включающем диссоциационный сосуд для нагревания потока исходных материалов до уровня выше температуры диссоциации газового гидрата; по меньшей мере один газожидкостной сепаратор для выделения газообразной углеводородной фазы из регазифицированной многофазной текучей среды; по меньшей мере один сепаратор жидкого углеводорода/воды для разделения жидкого потока, включающего смесь жидкого углеводорода и воды, на жидкую углеводородную фазу и водную фазу.
  5. 5. Способ по п.4, в котором поток исходных материалов, по меньшей мере, частично нагревают на стадии (а) теплообменом с одним или несколькими горячими технологическими потоками с последующим направлением в диссоциационный сосуд, где горячий технологический поток (потоки) получают в регазификационном оборудовании для ведения добычи и/или в объединенном обычном оборудовании для ведения добычи, которое используют для обработки обычного многофазного потока исходных мате
  6. 6. Способ по п.5, в котором горячий технологический поток выбирают из:
  7. 7. Способ по п.5 или 6, в котором теплообмен потока исходных материалов с одним или несколькими горячими технологическими потоками на стадии (а) обеспечивает от 5 до 100%, предпочтительно от 25 до 75%, например от 45 до 55%, потребляемого тепла, необходимого для повышения температуры потока исходных материалов до уровня или выше температуры диссоциации частиц газового гидрата.
  8. 8. Способ по одному из пп.4-7, в котором поток исходных материалов нагревают в диссоциационном сосуде до температуры по меньшей мере 15°С, предпочтительно по меньшей мере 25°С, например по меньшей мере 30°С.
  9. 9. Способ по одному из пп.4-8, в котором поток исходных материалов направляют в диссоциационный сосуд под абсолютным давлением в интервале от 10 до 100 бар, предпочтительно от 20 до 40 бар.
    - 9 012028 риалов.
  10. 10. Способ по одному из пп.4-9, в котором продолжительность пребывания потока исходных материалов в диссоциационном сосуде находится в интервале от 0,25 до 30 мин, предпочтительно от 3 до 15 мин.
  11. 11. Способ по одному из пп.4-10, в котором диссоциационный сосуд представляет собой регазификационный бойлер, который нагревает поток исходных материалов теплообменом с горячим текучим теплоносителем.
  12. 12. Способ по одному из пп.4-10, в котором поток горячей воды из регазификационного оборудования для ведения добычи и/или из объединенного обычного оборудования для ведения добычи направляют в диссоциационный сосуд, представляющий собой смесительный сосуд теплой воды, при температуре в интервале от 40 до 95°С, предпочтительно от 50 до 60°С.
  13. 13. Способ по одному из пп.4-10, в котором диссоциационный сосуд представляет собой сосуд барботажа водяного пара и водяной пар барботируют в диссоциационном сосуде под абсолютным давлением в интервале от 30 до 60 бар.
  14. 14. Способ по одному из пп.4-13, в котором регазификационное оборудование для ведения добычи дополнительно включает концентраторный сосуд и перед нагревом на стадии (а) до уровня выше температуры диссоциации частиц газового гидрата поток исходных материалов направляют в концентраторный сосуд, в котором из потока исходных материалов выделяют газообразную фазу, включающую свободный газообразный углеводород, и удаляют из концентратора в виде потока газообразных углеводородов.
  15. 15. Способ по п.14, в котором водную суспензионную фазу выделяют из потока исходных материалов в концентраторном сосуде и эту водную суспензионную фазу отводят из концентраторного сосуда и направляют в диссоциационный сосуд для водной суспензии, в котором водную суспензию нагревают до уровня выше температуры диссоциации частиц газового гидрата, вследствие чего образуются газообразная углеводородная фаза и водная фаза.
  16. 16. Способ по п.15, в котором из диссоциационного сосуда для водной суспензии отводят водную фазу и направляют в электростатический коагулятор, в котором из водной фазы удаляют остаточную нефть.
EA200801445A 2005-12-06 2006-11-22 Способ регазификации суспензии газового гидрата EA012028B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05257496 2005-12-06
PCT/GB2006/004361 WO2007066071A1 (en) 2005-12-06 2006-11-22 Process for regasifying a gas hydrate slurry

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200801445A1 EA200801445A1 (ru) 2008-12-30
EA012028B1 true EA012028B1 (ru) 2009-06-30

Family

ID=36539854

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801445A EA012028B1 (ru) 2005-12-06 2006-11-22 Способ регазификации суспензии газового гидрата

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8008533B2 (ru)
EP (1) EP1957856B1 (ru)
AT (1) ATE425412T1 (ru)
CA (1) CA2630998C (ru)
DE (1) DE602006005712D1 (ru)
DK (1) DK177501B1 (ru)
EA (1) EA012028B1 (ru)
NO (1) NO20082888L (ru)
WO (1) WO2007066071A1 (ru)

Families Citing this family (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8436219B2 (en) 2006-03-15 2013-05-07 Exxonmobil Upstream Research Company Method of generating a non-plugging hydrate slurry
WO2007111789A2 (en) 2006-03-24 2007-10-04 Exxonmobil Upstream Research Company Composition and method for producing a pumpable hydrocarbon hydrate slurry at high water-cut
WO2009042307A1 (en) 2007-09-25 2009-04-02 Exxonmobile Upstream Research Company Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline
AU2008305441B2 (en) 2007-09-25 2014-02-13 Exxonmobil Upstream Research Company Method for managing hydrates in subsea production line
US9388944B2 (en) * 2009-05-12 2016-07-12 Reflect Scientific Inc. Controlled environment expander
US8350236B2 (en) * 2010-01-12 2013-01-08 Axcelis Technologies, Inc. Aromatic molecular carbon implantation processes
WO2011109118A1 (en) 2010-03-05 2011-09-09 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for creating flowable hydrate slurries in production fluids
WO2011112102A1 (en) * 2010-03-11 2011-09-15 Sinvent As Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water
US8552244B1 (en) * 2012-11-02 2013-10-08 Syncrude Canada Ltd. Process for recovering solvent from spent oil sand solids
RU2584628C2 (ru) * 2014-04-23 2016-05-20 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" Способ подготовки к транспортированию смеси сжиженных углеводородов по магистральным трубопроводам в охлажденном состоянии
US20190170440A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids
US20190170441A1 (en) * 2017-12-05 2019-06-06 Larry Baxter Pressure-Regulated Melting of Solids with Warm Fluids

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1996034227A1 (en) * 1995-04-28 1996-10-31 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Method and plant for the manufacture of a hydrocarbon-saturated product as well as the product itself
GB2301839A (en) * 1995-06-06 1996-12-18 Inst Francais Du Petrole Method of transporting a fluid susceptible for the formation of hydrates
WO1997024550A1 (en) * 1995-12-29 1997-07-10 Den Norske Stats Oljeselskap A/S A terminal plant and method for storing and regasifying a hydrocarbon product
WO1997040307A1 (en) * 1996-04-25 1997-10-30 Den Norske Stats Oljeselskap A/S Process and system for recovering and storing a light hydrocarbon vapor from crude oil
WO2001049639A1 (en) * 1999-12-30 2001-07-12 Marathon Oil Company Production of a gas hydrate slurry using a fluidized bed heat exchanger
WO2002101277A2 (en) * 2001-06-08 2002-12-19 Marathon Oil Company Transport of a wet gas through a subsea pipeline

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2735210B1 (fr) * 1995-06-06 1997-07-18 Inst Francais Du Petrole Procede de recyclage d'un additif dispersant utilise pour le transport d'un gaz a condensat ou d'un petrole avec gaz associe en presence d'hydrates
NO952241D0 (no) * 1995-06-07 1995-06-07 Jon Steinar Gudmundsson Framgangsmåte for transport og lagring av olje og gass
US6028235A (en) * 1997-10-14 2000-02-22 Mobil Oil Corporation Gas hydrate regassification method and apparatus using steam or other heated gas or liquid
NO985001D0 (no) * 1998-10-27 1998-10-27 Eriksson Nyfotek As Leiv FremgangsmÕte og system for transport av en str°m av fluide hydrokarboner inneholdende vann

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1996034227A1 (en) * 1995-04-28 1996-10-31 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Method and plant for the manufacture of a hydrocarbon-saturated product as well as the product itself
GB2301839A (en) * 1995-06-06 1996-12-18 Inst Francais Du Petrole Method of transporting a fluid susceptible for the formation of hydrates
WO1997024550A1 (en) * 1995-12-29 1997-07-10 Den Norske Stats Oljeselskap A/S A terminal plant and method for storing and regasifying a hydrocarbon product
WO1997040307A1 (en) * 1996-04-25 1997-10-30 Den Norske Stats Oljeselskap A/S Process and system for recovering and storing a light hydrocarbon vapor from crude oil
WO2001049639A1 (en) * 1999-12-30 2001-07-12 Marathon Oil Company Production of a gas hydrate slurry using a fluidized bed heat exchanger
WO2002101277A2 (en) * 2001-06-08 2002-12-19 Marathon Oil Company Transport of a wet gas through a subsea pipeline

Also Published As

Publication number Publication date
DK200800914A (da) 2008-08-18
DE602006005712D1 (de) 2009-04-23
EA200801445A1 (ru) 2008-12-30
WO2007066071A1 (en) 2007-06-14
NO20082888L (no) 2008-08-25
US20090230025A1 (en) 2009-09-17
CA2630998C (en) 2014-01-21
US8008533B2 (en) 2011-08-30
CA2630998A1 (en) 2007-06-14
EP1957856B1 (en) 2009-03-11
ATE425412T1 (de) 2009-03-15
DK177501B1 (da) 2013-07-29
EP1957856A1 (en) 2008-08-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA012028B1 (ru) Способ регазификации суспензии газового гидрата
US20210214626A1 (en) Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use
US6180843B1 (en) Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed
US5941096A (en) Method of oil and gas transportation
CA2353109C (en) Process for removing solvent from an underflow stream from the last separation step in an oil sands froth treatment process
EP2231824B1 (en) Process to upgrade whole crude oil by hot pressurized water and recovery fluid
US20070267325A1 (en) Process for the Treatment of Crude Oil, Process for the Separation of a Water-in-Oil Hydrocarbon Emulsion and Apparatus for Implementing the Same
US5055178A (en) Process for extraction of water mixed with a liquid fluid
WO2000025062A1 (en) Method and system for transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water
JPH0586379A (ja) 天然ガスの輸送および処理のための方法および装置
NO316360B1 (no) Fremgangsmåte for behandling av naturgass inneholdende vann og kondenserbare hydrokarboner, samt anvendelse av slik fremgangsmåte
WO2013076737A1 (en) System and method for hydrate-based desalination
GB2348437A (en) Formation, processing, transportation and storage of solid gas hydrates
RU2179177C2 (ru) Способ обработки газа, содержащего метан, по меньшей мере один высший углеводород и воду
WO2021216413A1 (en) Method and system for extracting methane gas, converting the gas to clathrates, and transporting the gas for use
NO311381B1 (no) Fremgangsmåte og apparater for fremstilling, lagring og regassifisering av et hydrokarbonprodukt, det fremstilte produktog anvendelse derav
JP2008501045A (ja) 水和物からガスを生産する方法及び装置
NO311854B1 (no) Fremgangsmåte og system for transport av en ström av fluide hydrokarboner inneholdende vann
WO1997040308A1 (en) Process for recovering low molecular volatile compounds from hydrocarbon-containing liquids

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ RU