FR2570162A1 - Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide - Google Patents
Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide Download PDFInfo
- Publication number
- FR2570162A1 FR2570162A1 FR8413757A FR8413757A FR2570162A1 FR 2570162 A1 FR2570162 A1 FR 2570162A1 FR 8413757 A FR8413757 A FR 8413757A FR 8413757 A FR8413757 A FR 8413757A FR 2570162 A1 FR2570162 A1 FR 2570162A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- compressor
- gas
- phase
- liquid
- liquid fraction
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 81
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 29
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 18
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 18
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007970 homogeneous dispersion Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 74
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 39
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 24
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 18
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 6
- 239000002798 polar solvent Substances 0.000 claims description 6
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 12
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 8
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 8
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 2
- VCRNFKKHEIEHCS-UHFFFAOYSA-N 2-[2-[2-(2-hydroxyethoxy)ethoxy]ethoxy]ethanol;methoxymethane Chemical compound COC.OCCOCCOCCOCCO VCRNFKKHEIEHCS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 150000001299 aldehydes Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010348 incorporation Methods 0.000 description 1
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000011877 solvent mixture Substances 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
-
- 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
- F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Medicines Containing Material From Animals Or Micro-Organisms (AREA)
- Separation Of Particles Using Liquids (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
PROCEDE ET DISPOSITIF DE COMPRESSION ET DE TRANSPORT D'UN GAZ CONTENANT UNE FRACTION LIQUIDE D'HYDROCARBURE. LE PROCEDE COMPREND L'INTRODUCTION D'UN SOLVANT DANS LE GAZ PROVENANT DU PUITS, LA FORMATION D'UNE DISPERSION HOMOGENE, LA COMPRESSION DU MELANGE RESULTANT, LA SEPARATION AU MOINS PARTIELLE DANS LE COMPRESSEUR DE LA FRACTION LIQUIDE CONTENUE DANS LE GAZ ET LE TRANSPORT DU MELANGE COMPRIME. LE PROCEDE EST PARTICULIEREMENT ADAPTE A LA PRODUCTION DE GAZ EN MER ET PEUT ETRE REALISE ENTIEREMENT SOUS LA MER.
Description
2 '570162
La présente invention concerne un procédé et un dispositif permettant le transport d'un gaz contenant une fraction liquide d'hydrocarbure. La présente invention peut être appliquée à la production de gaz naturel. La production de gaz naturel selon l'art antérieur requiert un ensemble d'opérations pour le rendre transportable: séparation des fractions liquides, déshydratation pour éviter la formation d'hydrates et réduire les problèmes de corrosion, désacidification lorsque la teneur en gaz acides du gaz naturel est relativement élevée, compression en vue de compenser les pertes de charge liées au transport à travers une conduite sur une
longue distance.
L'ensemble de ces opérations nécessite des équipements coûteux,
lourds et encombrants.
La séparation de la fraction liquide d'hydrocarbure est effectuée -
dans une série de ballons décanteurs opérant à des niveaux de pression de plus en plus bas de manière à obtenir une fraction liquide stable à la pression atmosphérique. Les fractions gazeuses successivement obtenues doivent être recomprimées dans différentes installations de compression pour obtenir une fraction gazeuse unique à la pression initiale. Lorsque la teneur en gaz acide est relativement élevée, le gaz naturel doit être alors désacidifié au moyen d'un procédé d'absorption avec un solvant qui peut être par exemple une amine. Un tel procédé nécessite une colonne d'absorption et une colonne de régénération. Le gaz naturel doit être déshydraté, par exemple au moyen d'un procédé d'absorption avec un solvant qui peut être le glycol. Un tel procédé nécessite également une colonne d'absorption et une colonne de régénération. Une étape de refroidissement à basse température au moyen d'une machine frigorifique peut être nécessaire pour assurer une élimination plus complète de la fraction lourde contenue dans le gaz qui risque de condenser au cours du transport par le mécanisme de condensation rétrograde. Enfin le gaz résultant doit être recomprimé pour être transporté et ce poste compression représente une part importante des investissements. L'ensemble de ces opérations est complexe et couteux. Ces inconvénients, qui représentent un frein au développement du Faz naturel lorsqu'il est produit à terre, deviennent un obstacle majeur
au développement du gaz naturel lorsqu'il est produit en mer.
Il a été découvert et c'est là l'objet de la présente invention un nouveau procédé permettant notamment la production de gaz naturel en évitant les inconvénients qui viennent d'être décrits. Ce procédé est ainsi particulièrement avantageux dans le cas d'une production en mer. D'une manière plus générale le procédé selon l'invention permet le transport d'un mélange diphasique gaz-liquide d'hydrocarbures. Les difficultés rencontrées dans les procédés connus dans l'art antérieur proviennent du fait qu'il n'est pas possible de transférer directement le gaz au compresseur, en raison d'une part des risques de formation d'hydrates et d'autre part du fait que les compresseurs utilisés, généralement de type alternatif ou centrifuge, n'admettent
pas de fraction liquide à l'entrée.
Il a été découvert qu'il est possible dans un tel cas de simplifier considérablement le procédé de production du gaz naturel en réalisant une injection de solvant polaire pour inhiber les hydrates et réduire éventuellement la teneur en gaz acides, à condition de
réaliser l'étape de compression dans un compresseur apte à recevoir-
une phase gazeuse contenant une phase liquide ou même deux phases liquides en émulsion et de transporter en écoulement diphasique le mélange résultant ainsi comprimé. Il a été également découvert qu'une telle étape de compression peut être alors réalisée dans un compresseur comportant un rotor tournant de façon continue dans un carter creux, à condition de recueillir à la périphérie du rotor au moins en partie la fraction liquide continue dans le gaz à l'admission, ce qui permet d'éviter des écoulements pulsés et/ou discontinus de gaz et de liquide qui entraineraient une
détérioration du compresseur.
Ainsi la présente invention concerne un procédé de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide hydrocarbure. Ce procédé se caractérise en ce qu'il comporte les étapes suivantes consistant (a) à introduire dans le gaz provenant du puits une fraction liquide comprenant un solvant polaire, (b) à transférer le mélange résultant à travers une conduite vers un compresseur, (c) à comprimer ledit mélange dans le compresseur, (d) à recueillir au moins en partie la fraction liquide continue dans le gaz, (e) à réintroduire au moins en partie la fraction liquide recueillie à l'étape (d) dans le gaz comprimé, la fraction restante étant recyclée à l'étape (a), et (f) à transporter le mélange comprimé
résultant de l'étape (e) jusqu'à un site de réception.
Le compresseur pourra comporter un rotor tournant de façon continue dans un carter creux, la fraction liquide continue dans le gaz admis dans le compresseur étant au moins en partie centrifugée à la périphérie interne du rotor au cours de l'étape de compression (c) et on recueille ladite fraction liquide au moins en partie à la
périphérie interne du rotor au cours de l'étape (d).
Le procédé selon l'invention pourra comporter une étape supplémentaire (g) consistant à séparer sur le site de réception le mélange en trois phases formées par une phase gazeuse hydrocarbure, une phase liquide hydrocarbure et une phase solvant, à régénérer au moins en partie la phase solvant en séparant une fraction aqueuse et
à pomper la phase solvant pour la recycler à l'étape (a).
La fraction liquide introduite dans le courant gazeux pourra être dispersée de manière homogène en gouttelettes en majorité de moins de 2 mm de diamètre. Cette dispersion homogène de la fraction liquide peut être réalisée au cours de l'étape (a) à l'aide d'un mélangeur statique, hélice ou garnissage. La phase solvant pourra
être notamment un alcool tel du méthanol.
La fraction liquide contenue dans le gaz à comprimer et recueillie à la périphérie du rotor peut assurer l'étanchéité entre le rotor et
le carter.
Le compresseur K pourra être un compresseur à vis éventuellement de type monovis, un compresseur à anneau liquide ou un compresseur centrifuge. Le débit de la fraction liquide recueillie à la sortie du compresseur peut être recyclé vers l'entrée du compresseur et contrôlé de manière à représenter 2 à 20 % du débit de gaz dans les
conditions de refoulement.
Bien entendu, on ne sortira pas du cadre de la présente invention si le compresseur comporte plusieurs étages de compression, le mélange des phases liquide et gazeuse sortant d'un étage étant envoyé à l'entrée de l'étage suivant Le rapport du débit en volume de liquide sur le débit en volume de gaz dans les conditions de refoulement du compresseur K sera de
préférence inférieur à 50 %.
Le procédé selon la présente invention pourra être appliqué à la production de gaz en mer au moyen detêtes de puits sous-marines. Le transfert vers la surface pourra se faire par des conduites flexibles. L'étape de compression (c) pourra être réalisée sur une
plateforme fixe ou flottante.
7 0 1 6 2
Lorsque le procédé selon l'invention est appliqué à la production de gaz naturel en mer au moyen de têtes de puits sous marines on pourra
effectuer l'ensemble des étapes (a) à (e) sous mer.
La présente invention concerne également le dispositif pour le transport d'un gaz. contenant une fraction liquide d'hydrocarbure. Ce dispositif se caractérise en ce qu'il comporte en combinaison une ligne d'arrivée dudit gaz à transporter reliant la source de gaz à des moyens de compression et de séparation de la phase liquide et de la phase gazeuse, ces moyens comportant un orifice de sortie de la phase gazeuse et un orifice de sortie de la phase liquide, une ligne d'introduction d'un solvant reliant une source de solvant à la ligne d'arrivée et au moins une ligne de transport reliée à-l'orifice de
sortie de la phase gazeuse.
Les moyens de compression et de séparation pourront comporter un compresseur à rotor tournant ou un compresseur et un séparateur de phases. Le dispositif selon l'invention pourra comporter une ligne de recirculation de la phase liquide produite par les moyens de compression et de séparation, cette ligne reliant l'orifice de sortie de la phase liquide à la ligne d'arrivée. Le dispositif selon l'invention pourra comporter une ligne de réintroduction de la phase liquide, cette ligne reliant l'orifice de sortie de la phase liquide
à la ligne de transport.
Le dispositif selon l'invention pourra comporter en amont des moyens
de compression et de séparation un dispositif mélangeur.
Bien entendu on ne sortira pas du cadre de la présente invention en disposant des moyens de contrôle des débits passant dans les
différentes lignes.
La présente invention sera mieux comprise et ses avantages
apparaitront plus clairement à la lecture de la description de
l'exemple particulier suivant nullement limitatif illustré par les figures ci-annexées parmi lesquelles: - la figure 1 représente un schéma permettant de décrire le procédé selon l'invention, - les figures 2 et 3 montrent des compresseurs convenant à l'application du procédé, et, - la figure 4 un mode d'application particulier du procédé selon la
présente invention.
Le procédé selon l'invention appliqué à la production de gaz naturel est décrit en relation avec la figure i qui en schématise les
principales étapes.
Le gaz naturel sort sous pression du puits de production par la conduite ou ligne 1. Il contient alors une fraction lourde hydrocarbure liquide susceptible de condenser au cours d'une des étapes de traitement et de transport. I1 est alors mélangé avec une fraction liquide comprenant un solvant polaire S' suivant par la conduite ou ligne 2. Le mélange résultant est transféré vers un
compresseur K à travers la conduite ou ligne 3.
A l'entrée du compresseur K est placé un dispositif M destiné à obtenir une dipersion homogène du liquide contenu dans le gaz. Ce dispositif est de préférence statique et peut être constitué par exemple par un mélangeur de type mélangeur à garnissage, ou par un mélangeur de type mélangeur à hélice. Le mélange ressort du dispositif M par le conduit ou ligne 4 et est admis dans le compresseur K. Contrairement à ce qui est connu dans l'art antérieur la fraction liquide qui contient alors le gaz peut être admise dans le compresseur K, ceci grâce à l'incorporation de solvant. La compression est avantageusement réalisée par un compresseur
comportant un rotor tournant de façon continue dans un carter creux.
La phase liquide est ainsi recueillie en majeure partie à la périphérie du rotor, puis évacuée de façon continue, de façton à éviter un fonctionnement pulsé du compresseur qui conduirait à sa détérioration. Une partie au moins de cette phase liquide est réintroduite dans le gaz comprimé (ligne 5 du schéma de la figure 1). Le mélange comprimé obtenu est transporté en écoulement
diphasique dans la conduite ou ligne 7 jusqu'à un site de réception.
Sur ce site de réception les Fractions liquides contenues dans le gaz décantent dans le ballon Bl. Le gaz naturel est évacué par la conduite ou ligne 8 et la fraction hydrocarbure liquide est évacuée par la conduite ou ligne 9. La phase solvant est évacuée par la conduite ou ligne 10. Une fraction de cette phase solvant passant par la conduite ou ligne 11 est régénérée. Cette régénération est figurée par la colonne de distillation D1, mais peut être également opérée par d'autres méthodes connues, par exemple par détente et vaporisation à pression réduite. La fraction aqueuse est évacuée par la conduite ou ligne 12 et la fraction solvant qui contient une fraction hydrocarbure est évacuée par la conduite ou ligne 13 et recyclée vers l'entrée du compresseur par la pompe P1. La fraction de la phase solvant non régénérée est recyclée par la pompe P2. En définitive le procédé est caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes consistant (a) à introduire dans le gaz provenant du puits une fraction liquide comprenant un solvant polaire S, (b) à transférer le mélange résultant à travers une conduite vers un compresseur K, (c) à comprimer ledit mélange dans le compresseur K, (d) à recueillir au moins en partie la fraction liquide contenue dans le gaz, (e) à réintroduire au moins en partie la fraction liquide recueillie à l'étape (d) dans le gaz comprimé, la fraction restante étant recyclée à l'étape (a), et (f) à transporter Te mélange comprimé résultant de l'étape (e) jusqu'à un; si; te de réception.
Comme cela ressort de la description du procédé en relation avec le
schéma de la figure 1, le procédé comporte en général une étape supplémentaire (g) consistant à séparer sur le site de réception le mélange en trois phases formées par une phase gazeuse hydrocarbure,
2570 1 62
une phase liquide hydrocarbure et une phase solvant, à régénérer au moins en partie la phase solvant en séparant une fraction aqueuse à
pomper la phase solvant pour la recycler à l'étape (a).
La régénération de la phase solvant est nécessaire pour éviter une accumulation d'eau excessive dans ladite phase solvant. Dans le cas d'un gaz saturé en eau, en l'absence d'étape de régénération, la teneur en eau de la phase solvant tendrait à augmenter indéfiniment sans qu'un régime stationnaire puisse s'établir. Toutefois cette régénération peut ne pas être nécessaire dans le cas d'un gaz naturel à faible teneur en eau et gaz acides. D'autre part, il n'est généralement pas indispensable de régénérer la totalité du débit de solvant et la régénération peut ne porter que sur une fraction de ce débit comprise, par exemple, entre 5 et 30%. Comme cela a été indiqué, les différentes méthodes connues pour régénérer la phase solvant peuvent être utilisées. Cette régénération peut être
effectuée en une ou plusieurs étapes.
Le gaz séparé de la phase solvant liquide peut entraîner du solvant en phase vapeur. Cet entraiînement de solvant en phase vapeur correspond à une consommation qui doit être compensée par un appoint. L'entrainement de solvant en phase solvant peut être réduit par les différentes méthodes connues, en particulier en réfrigérant
le gaz.
Les différentes opérations de l'étape (g) sont normalement réalisées sur le site de réception. Dans certains cas l'étape (g) peut être réalisée en totalité ou en partie avant l'étape de transport pour
faciliter l'étape du transport.
Le solvant S peut être constitué par différents solvants polaires et
peut être par exemple, un alcool, une cétone, un aldéhyde, un éther.
Des mélanges de solvants peuvent être également utilisés.
Le solvant est de préférence de type alcool. Le méthanol est particulièrement adapté en raison de la grande solubilité de l'eau
2 5 70 1 6 2
dans le méthanol et de la faible viscosité du méthanol qui permet de
limiter les pertes de charge au cours des étapes de transport.
Différents glycols peuvent être également utilisés tels que par exemple le diéthylène glycol, le triethylène glycol ou le diméthylether tetraethylène glycol. Les hydrocarbures les plus lourds contenus dans le gaz naturel et notamment ceux qui sont présents en phase liquide sont partiellement solubles dans la phase solvant. Toutefois la dissolution d'eau réduit cette solubilité et après injection du solvant, la fraction
liquide contenue dans le gaz est en général formée de deux phases.
Dans le procédé selon l'invention, ladite fraction liquide est de préférence dispersée de manière homogène en gouttelettes en majorité de moins de 2 mm de diamètre. Ceci permet d'éviter des efforts mécaniques localisés et dissymétriques sur le rotor du compresseur, dus à l'impact de masses liquides relativement importantes, qui sont
préjudiciables à la durée de vie du compresseur.
Cette dispersion homogène est obtenue de préférence à l'aide d'un mélangeur statique: ce mélangeur statique peut être formé par un garnissage ou une hélice. Il peut comprendre un ou plusieurs éléments qui peuvent être décalés en rotation pour favoriser la turbulence. D'autres méthodes de dispersion peuvent être également mises en oeuvre, comme par exemple celles qui font appel à un
agitateur tournant.
Lorsque la fraction liquide comprend deux phases, elle forme alors
une émulsion homogène qui est elle même dispersée en gouttelettes.
Dans le procédé selon l'invention, il a été découvert que la fraction liquide peut être alors envoyée au compresseur si on utilise un compresseur comportant un rotor tournant de façon continue dans un carter creux, dans lequel la fraction liquide contenue dans le gaz admis dans le compresseur est au moins en partie centrifugée à la périphérie interne du rotor au cours de l'étape de compression et à condition de recueillir ladite fraction liquide au moins en partie à la périphérie interne du rotor au cours de l'étape (d). Il a été découvert que le compresseur assure ainsi outre sa fonction de compression une fonction de séparation de la phase liquide. Il a été également découvert que la fraction liquide ainsi recueillie à la périphérie du rotor peut assurer une fonction
d'étanchéité entre le rotor du compresseur et l'intérieur du carter.
Dans ce cas, si la fraction liquide contenue dans le gaz représente un débit en volume relativement faible, il peut être nécessaire de faire recirculer une partie du liquide recueilli en sortie du compresseur. Il est alors avantageux de refroidir ce débit de liquide qui recircule pour réduire le travail de compression ainsi
que la température de refoulement.
Le compresseur K peut être ainsi un compresseur à vis. La mise en oeuvre dans le procédé selon l'invention d'un tel compresseur est
illustrée par le schéma de la figure 2.
Le mélange à comprimer arrive dans le compresseur par le conduit 20.
La fraction liquide est centrifugée par la rotation du rotor et assure l'étanchéité entre le rotor et l'intérieur du carter. La fraction liquide recueillie à la périphérie du rotor est évacuée par la conduite 21. Une partie de cette fraction liquide est recyclée à l'entrée du compresseur par la conduite 22, au moyen de la pompe P10 incorporée au compresseur. Le gaz comprimé et la fraction restante
de liquide sont évacués par la conduite 23.
Deux types de compresseurs à vis peuvent plus particulièrement être utilisés: le compresseur double-vis, dans lequel le gaz est comprimé par engrénement d'une vis motrice et d'une vis entraînée et le compresseur monovis, dans lequel le gaz est comprimé par
engrénement d'une vis motrice et de deux roues satellites.
Le compresseur monovis présente l'avantage de pouvoir être plus facilement adapté à un fonctionnement à pression élevée, du fait que le rotor est soumis à des contraintes mieux équilibrées et ne subit pas de poussée radiale importante même pour des pressions de refoulement élevées. Le compresseur monovis constitue donc dans l'application du procédé selon l'invention une version préférée du
compresseur à vis.
Le compresseur K peut être également constitué par un compresseur à anneau liquide, dont le fonctionnement est schématisé sur la
figure 3.
Le gaz contenant la fraction liquide arrive dans le compresseur par les orifices d'admission 30 et 31. I1 se trouve alors emprisonné entre des pales du rotor 32 qui tourne de façon continue. Le liquide contenu dans le gaz est recueilli à la périphérie interne du carter en formant un anneau liquide. Lorsque la rotation du rotor amène le gaz emprisonné entre les pales à proximité des orifices de refoulement 33 et 34, le bord de l'anneau liquide se rapproche de l'axe du rotor par suite de la forme interne du carter et le gaz se
trouve comprimé.
A la sortie du compresseur une partie du liquide contenu dans le gaz est évacuée avec le gaz comprimé et une partie est recyclée vers
l'entrée du compresseur.
Comme dans le cas du compresseur à vis, la fraction liquide contenue dans le gaz arrivant dans le compresseur sert à assurer une fonction d'étanchéité entre le rotor et le carter. Lorsque ladite fraction liquide assure une telle fonction d'étanchéité et si le débit de fraction liquide initialement contenue dans le gaz est relativement faible, le débit de la fraction liquide recueillie à la sortie du compresseur K qui est recyclé vers l'entrée du compresseur doit être contrôlé de manière à représenter de préférence 2 à 20 % du débit de
gaz dans les conditions de refoulement.
Le compresseur à anneau liquide est utilisé de préférence lorsque le
taux de compression à obtenir est faible.
Le compresseur à vis et le compresseur à anneau liquide ne sont pas
les seuls à pouvoir être utilisés.
Le compresseur centrifuge peut être également utilisé, à condition que la phase liquide centrifugée par rotation du rotor puisse être
recueillie à la périphérie interne du carter.
L'étape de compression (c) du procédé peut être réalisée en utilisant plusieurs étages de compression, le mélange des phases liquide et gazeuse sortant d'un étage étant envoyé à l'entrée de
l'étage suivant.
Il est possible ainsi d'atteindre les pressions de refoulement très élevées, par exemple comprises entre 100 et 200 bars, qui peuvent être nécessaires pour transporter le gaz, -à condition que le compresseur soit dimensionné pour les efforts mécaniques correspondants. Le procédé selon l'invention permet de comprimer et de transporter un gaz naturel contenant des fractions liquides variables, mais il s'applique de préférence à des cas o la quantité de liquide entraînée par le gaz représente un débit en volume inférieur à 50 % du débit volumique total de mélange diphasique dans les conditions de refoulement du compresseur (GOR, volume de gaz sur volume de liquide, supérieur à i dans les conditions de refoulement du compresseur). Le procédé est particulièrement avantageux dans le cas d'une
production de gaz en mer.
En effet dans les procédés de production connus dans l'art antérieur, les diférentes opérations de séparation des fractions liquides de déshydratation, désacidification et compression doivent être réalisées sur une plateforme. Ceci se traduit par des
investissements importants.
Il est actuellement possible de produire le gaz naturel au moyen de têtes de puits sous-marines qui sont commandées soit à partir d'une plateforme de commande et de contrôle, soit, avec l'amélioration de la fiabilité des dispositifs de télécommande, à partir d'une plateforme centrale ou même d'une station à terre. Dans ce cas, une première version de mise en oeuvre du procédé selon l'invention consiste à produire le gaz naturel en mer au moyen de têtes de puits sous-marines et à le transférer vers la surface, par exemple par des conduites flexibles, l'étape de compression (c) étant réalisée sur une plateforme fixe ou flottante. La mise en oeuvre du procédé permet de supprimer les différentes opérations de séparation des fractions liquides, de recompression des fractions gazeuses obtenues par détentes successives des fractions liquides, de déshydratation et de compression et de réduire ainsi considérablement le poids et l'encombrement des installations
placées sur la plateforme.
Une deuxième version de mise en oeuvre du procédé selon l'invention consiste à réaliser l'ensemble des étapes (a) à (e) du procédé sous l'eau. Le compresseur K doit être alors place sous-mer dans un caisson
étanche. Il est alimenté en énergie par un câble électrique sous-
marin et contrôlé par télécommande.
Cette version de mise en oeuvre du procédé est illustrée par le
schéma de la Figure 4.
Le gaz est produit par une station de production sous-marine 40 comportant six têtes de puits. Par le conduit 41 est amené le
solvant qui est injecté dans le gaz.
L'alimentation électrique s'effectue par la ligne 42. Le gaz produit est rassemblé dans un collecteur et évacué par la conduite 44 par
'70162
-7 0 1 6 2
laquelle il est envoyé au compresseur K. Le compresseur K est alimenté en énergie électrique par la ligne 43. Le mélange diphasique comprimé est évacué par la conduite 45 pour être transporté en écoulement diphasique jusqu'à une station de réception (non représentée) qui peut être placée à terre.
2570 1 62
Claims (21)
1. - Procédé de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide hydrocarbure, caractérisé en ce qu'il comporte les étapes suivantes consistant (a) à introduire dans le gaz provenant du puits une fraction liquide comprenant un solvant polaire, (b) à transférer le mélange résultant à travers une conduite vers un compresseur, (c) à comprimer ledit mélange dans le compresseur, (d) à recueillir au moins en partie la fraction liquide continue dans le gaz, (e) à réintroduire au moins en partie la fraction liquide recueillie à l'étape (d) dans le gaz comprimé, la fraction restante étant recyclée à l'étape (a), et (f) à transporter le mélange
comprimé résultant de l'étape (e) jusqu'à un site de réception.
2. - Procédé selon la revendication 1, caractérisé en ce que l'on utilise un compresseur K comportant un rotor tournant de façon continue dans un carter creux, la fraction liquide contenue dans le gaz admis dans le compresseur K étant au moins en partie centrifugée à la périphérie interne du rotor au cours de l'étape de compression (c) et en ce qu'on recueille ladite fraction liquide au moins en
partie à la périphérie interne du rotor au cours de l'étape (d).
3. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 2, caractérisé en
ce qu'il comporte une étape supplémentaire (g) consistant à séparer sur le site de réception le mélange en trois phases formées par une phase gazeuse hydrocarbure, une phase liquide hydrocarbure et une phase solvant, à régénérer au moins en partie la phase solvant en séparant une fraction aqueuse et à pomper la phase solvant pour la
recycler à l'étape (a).
4. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 3, caractérisé en
ce que la fraction liquide introduite dans le courant gazeux, au cours de l'étape (a), est dispersée de manière homogène en
gouttelettes en majorité de moins de 2 mm de diamètre.
2570 1 62
5. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, caractérisé en
ce que la dispersion homogène de la fraction liquide réalisée au cours de l'étape (a) est obtenue à l'aide d'un mélangeur
statique, hélice ou garnissage.
6. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, caractérisé en
ce que la phase solvant (S) est un alcool.
7. - Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce que la
O10 phase solvant (S) est formée par le méthanol.
8. - Procédé selon l'une des revendications i à 7, caractérisé en
ce que la fraction liquide contenue dans le gaz à comprimer est recueillie à la périphérie du rotor assure l'étanchéité entre le
rotor et le carter.
9. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en
ce que le compresseur K est un compresseur à vis.
10. - Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce que le
compresseur K est un compresseur monovis.
11. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 8, caractérisé en
ce que le compresseur K est un compresseur à anneau liquide.
12. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 11, caractérisé en
ce que le débit de la fraction liquide recueillie à la sortie du compresseur K qui est recyclé vers l'entrée de ce compresseur est contrôlé de manière à représenter 2 à 20 % du débit de gaz dans les
conditions de refoulement.
13. - Procédé selon l'une des revendications i à 7, caractérisé en
ce que le compresseur K est un compresseur centrifuge.
14. - Procédé selon l'une des revendications i à 13, caractérisé en
ce qu'il comporte plusieurs étapes de compression, le mélange des phases liquide et gazeuse obtenu à l'issue d'une étape étant soumis
à l'étape de compression suivante.
15. - Procédé selon l'une des revendications i à 14, caractérisé en
ce que le rapport du débit en volume de liquide sur le débit en volume de gaz dans les conditions de refoulement du compresseur K
est inférieur à 50 %.
16. - Procédé selon l'une des revendications 1 à 15, caractérisé en
ce que le gaz naturel est produit en mer au moyen de têtes de puits sousmarines et transféré vers la surface par des conduites flexibles, l'étape de compression (c) étant réalisée sur une
plateforme fixe ou flottante.
17. - Procédé selon l'une des revendicatiaons 1 à 16, caractérisé en ce que le gaz naturel est produit en mer au moyen de têtes de puits sousmarines, l'ensemble des étapes (a) et (e) étant réalisé sous
l'eau.
18. - Dispositif pour le transport d'un gaz contenant une fraction liquide d'hydrocarbure, caractérisé en ce qu'il comporte en combinaison une ligne (1) d'arrivée dudit gaz à transporter reliant la source de gaz à des moyens de compression et de séparation de la phase liquide et de la phase gazeuse, ces moyens comportant un orifice de sortie de la phase gazeuse et un orifice de sortie de la phase liquide, une ligne d'introduction d'un solvant reliant une source de solvant (D1,B1) à la ligne d'arrivée (1) et au moins une ligne de transport (7) reliée à l'orifice de sortie de la phase gazeuse. 19. - Dispositif selon la revendication 1, caractérisé en ce que les moyens de compression et de séparation comportent un compresseur (K)
à rotor tournant.
20. - Dispositif selon la revendication 18, caractérisé en ce que les moyens de compression et de séparation comportent un compresseur
et un séparateur de phase.
21. - Dispositif selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il comporte une ligne(6)de recirculation de la phase liquide produite par les moyens de recirculation, ladite ligne reliant l'orifice de
sortie de la phase liquide à la ligne d'arrivée (1).
lO 22. - Dispositif selon l'une des revendications 18 ou 21,
caractérisé en ce qu'il comporte une ligne 5 de réintroduction de la phase liquide reliant l'orifice de sortie de la phase liquide à la
ligne de transport (5).
23. - Dispositif selon la revendication 18, caractérisé en ce qu'il comporte, en amont des moyens de compression et de séparation, un
dispositif mélangeur (M).
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8413757A FR2570162B1 (fr) | 1984-09-07 | 1984-09-07 | Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
| DE8585401735T DE3570508D1 (en) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | Method and apparatus for the compression and transportation of a gas comprising a liquid fraction |
| AR85301527A AR244315A1 (es) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | Procedimiento de compresion y transporte de un gas que contiene una fraccion liquida de hidrocarburo. |
| NO853496A NO160876C (no) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | Fremgangsmaate og anordning for komprimering og transport av en gass inneholdende en vaeskefraksjon. |
| CA000490137A CA1301216C (fr) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
| JP60197483A JPS6188098A (ja) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | 液状成分を含むガスの圧縮、移送法および装置 |
| EP85401735A EP0178962B1 (fr) | 1984-09-07 | 1985-09-06 | Procédé et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
| US06/773,575 US4948394A (en) | 1984-09-07 | 1985-09-09 | Process and device for compressing and transporting a gas containing a liquid fraction |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR8413757A FR2570162B1 (fr) | 1984-09-07 | 1984-09-07 | Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2570162A1 true FR2570162A1 (fr) | 1986-03-14 |
| FR2570162B1 FR2570162B1 (fr) | 1988-04-08 |
Family
ID=9307515
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR8413757A Expired FR2570162B1 (fr) | 1984-09-07 | 1984-09-07 | Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4948394A (fr) |
| EP (1) | EP0178962B1 (fr) |
| JP (1) | JPS6188098A (fr) |
| AR (1) | AR244315A1 (fr) |
| CA (1) | CA1301216C (fr) |
| DE (1) | DE3570508D1 (fr) |
| FR (1) | FR2570162B1 (fr) |
| NO (1) | NO160876C (fr) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2618876A1 (fr) * | 1987-07-30 | 1989-02-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau |
| EP0323775A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-12 | Institut Français du Pétrole | Procédé pour retarder la formation et/ou réduire la tendance à l'agglomération des hydrates |
| EP0323774A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-12 | Institut Francais Du Petrole | Procédé pour retarder la formation et/ou réduire la tendance à l'agglomération des hydrates |
| FR3102685A1 (fr) * | 2019-11-06 | 2021-05-07 | IFP Energies Nouvelles | Procédé d’oligomérisation d’oléfines dans un réacteur d’oligomérisation |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2657416B1 (fr) * | 1990-01-23 | 1994-02-11 | Institut Francais Petrole | Procede et dispositif pour le transport et le traitement d'un gaz naturel. |
| US5315832A (en) * | 1993-02-12 | 1994-05-31 | Process System International, Inc. | Process for the recovery of a light hydrocarbon fraction from marine loading operations |
| NO941704L (no) * | 1994-05-06 | 1995-11-07 | Kvaerner Process Systems As | Fjerning og gjenvinning av flyktige organiske bestanddeler, f.eks. ved lasting av råolje |
| FR2735211B1 (fr) * | 1995-06-06 | 1997-07-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
| 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 |
| US5788745A (en) * | 1995-06-07 | 1998-08-04 | Phillips Petroleum Company | Process and apparatus for vapor recovery |
| FR2771020B1 (fr) | 1997-11-19 | 1999-12-31 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et methode de traitement d'un fluide par compression diphasique et fractionnement |
| NO20044585D0 (no) * | 2004-10-25 | 2004-10-25 | Sargas As | Fremgangsmate og anlegg for transport av rik gass |
| NO324110B1 (no) * | 2005-07-05 | 2007-08-27 | Aker Subsea As | System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen. |
| GB2458055B (en) * | 2007-02-16 | 2011-06-08 | Shell Int Research | Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream |
| NO346209B1 (no) * | 2007-02-16 | 2022-04-19 | Shell Int Research | Fremgangsmåte og apparat for redusering av additiver i en hydrokarbonstrøm |
| NO330845B1 (no) * | 2009-10-22 | 2011-07-25 | Aker Subsea As | Fremgangsmåte for væskebehandling ved brønnstrømskompresjon. |
| WO2013124336A2 (fr) * | 2012-02-23 | 2013-08-29 | Fmc Kongsberg Subsea As | Procédé et système de traitement en mer |
| US9512700B2 (en) * | 2014-11-13 | 2016-12-06 | General Electric Company | Subsea fluid processing system and an associated method thereof |
| RU2732862C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2020-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Способ опорожнения и утилизации газа из технологической нитки установки низкотемпературной сепарации |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2273177A1 (en) * | 1974-05-31 | 1975-12-26 | Mitsubishi Electric Corp | Gas compression method and process plant - has gas-liquid mix preparatory, circulating pump and gas separator unit |
| US4132535A (en) * | 1976-11-17 | 1979-01-02 | Western Chemical Company | Process for injecting liquid in moving natural gas streams |
| FR2417057A1 (fr) * | 1978-02-14 | 1979-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour transporter par canalisation un fluide compose essentiellement d'une masse gazeuse |
| GB1561454A (en) * | 1976-12-20 | 1980-02-20 | Inst Francais Du Petrole | Devices for pumping a fluid comprising at least a liquid |
| US4416333A (en) * | 1982-04-20 | 1983-11-22 | Shell Oil Company | Corrosion inhibiting process for a remotely located deep corrosive gas well |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3133875A (en) * | 1956-12-01 | 1964-05-19 | Hoechst Ag | Process for removing fogs and vapors from gases and gas mixtures |
| US2947379A (en) * | 1958-04-21 | 1960-08-02 | Nat Tank Co | Petroleum vapor recovery system |
| US3256676A (en) * | 1960-11-08 | 1966-06-21 | Max Planck Gesellschaft | Pumping process employing a liquid sorbent |
| US3322411A (en) * | 1965-03-29 | 1967-05-30 | Lester P Moore | Gas and liquid contact apparatus |
| US3634998A (en) * | 1969-12-29 | 1972-01-18 | Edwin B Patterson | Methods of producing a plurality of well streams |
| US3676981A (en) * | 1971-02-24 | 1972-07-18 | Phillips Petroleum Co | Treatment of hydrocarbon gases |
| US3994074A (en) * | 1975-04-18 | 1976-11-30 | W. R. Grace & Co. | Liquid seal pump with sulfuric acid dehumidification |
| US4282013A (en) * | 1977-11-14 | 1981-08-04 | Chevron Research Company | Vacuum pump operation in a maleic anhydride recovery system |
| DE2832401C3 (de) * | 1978-07-24 | 1981-04-02 | Siemens AG, 1000 Berlin und 8000 München | Flüssigkeitsringpumpenanordnung |
| DE2943130A1 (de) * | 1978-11-09 | 1981-05-07 | Linde Ag, 6200 Wiesbaden | Verfahren zur entfernung unerwuenschter gasfoermiger bestandteile aus heissen abgasen |
| US4273562A (en) * | 1979-10-01 | 1981-06-16 | A. Ahlstrom Osakeyhtio | Method and apparatus for pumping gaseous liquids and separating the gaseous components therefrom |
-
1984
- 1984-09-07 FR FR8413757A patent/FR2570162B1/fr not_active Expired
-
1985
- 1985-09-06 CA CA000490137A patent/CA1301216C/fr not_active Expired - Fee Related
- 1985-09-06 AR AR85301527A patent/AR244315A1/es active
- 1985-09-06 NO NO853496A patent/NO160876C/no unknown
- 1985-09-06 EP EP85401735A patent/EP0178962B1/fr not_active Expired
- 1985-09-06 DE DE8585401735T patent/DE3570508D1/de not_active Expired
- 1985-09-06 JP JP60197483A patent/JPS6188098A/ja active Pending
- 1985-09-09 US US06/773,575 patent/US4948394A/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2273177A1 (en) * | 1974-05-31 | 1975-12-26 | Mitsubishi Electric Corp | Gas compression method and process plant - has gas-liquid mix preparatory, circulating pump and gas separator unit |
| US4132535A (en) * | 1976-11-17 | 1979-01-02 | Western Chemical Company | Process for injecting liquid in moving natural gas streams |
| GB1561454A (en) * | 1976-12-20 | 1980-02-20 | Inst Francais Du Petrole | Devices for pumping a fluid comprising at least a liquid |
| FR2417057A1 (fr) * | 1978-02-14 | 1979-09-07 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour transporter par canalisation un fluide compose essentiellement d'une masse gazeuse |
| US4416333A (en) * | 1982-04-20 | 1983-11-22 | Shell Oil Company | Corrosion inhibiting process for a remotely located deep corrosive gas well |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2618876A1 (fr) * | 1987-07-30 | 1989-02-03 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau |
| EP0323775A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-12 | Institut Français du Pétrole | Procédé pour retarder la formation et/ou réduire la tendance à l'agglomération des hydrates |
| EP0323774A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-12 | Institut Francais Du Petrole | Procédé pour retarder la formation et/ou réduire la tendance à l'agglomération des hydrates |
| FR3102685A1 (fr) * | 2019-11-06 | 2021-05-07 | IFP Energies Nouvelles | Procédé d’oligomérisation d’oléfines dans un réacteur d’oligomérisation |
| WO2021089255A1 (fr) * | 2019-11-06 | 2021-05-14 | IFP Energies Nouvelles | Procédé d'oligomérisation d'oléfines dans un réacteur d'oligomérisation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE3570508D1 (en) | 1989-06-29 |
| EP0178962A1 (fr) | 1986-04-23 |
| EP0178962B1 (fr) | 1989-05-24 |
| AR244315A1 (es) | 1993-10-29 |
| NO853496L (no) | 1986-03-10 |
| CA1301216C (fr) | 1992-05-19 |
| NO160876B (no) | 1989-02-27 |
| FR2570162B1 (fr) | 1988-04-08 |
| JPS6188098A (ja) | 1986-05-06 |
| NO160876C (no) | 1989-06-07 |
| US4948394A (en) | 1990-08-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0178962B1 (fr) | Procédé et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide | |
| FR2899288A1 (fr) | Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique | |
| EP0571257B1 (fr) | Procédé pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz | |
| EP0532397A1 (fr) | Dispositif mélangeur continu, procédé et utilisation dans une installation de pompage d'un fluide de haute viscosité | |
| CA1094826A (fr) | Methode et appareillage pour recuperer des produits difficiles a pomper | |
| CA1074278A (fr) | Recuperation des fluides de forage | |
| FR2505680A1 (fr) | Appareil et procede pour la concentration des boues | |
| EP1119686A1 (fr) | Procede et systeme servant a separer et a injecter du gaz et de l'eau dans un puits de forage | |
| CA1256016A (fr) | Procede de desaeration d'eau | |
| CN108862466B (zh) | 一种基于轴向涡流技术进行含油污水预分离的设备和方法 | |
| AU2016363739B2 (en) | Method of removing CO2 from a contaminated hydrocarbon stream | |
| FR2760653A1 (fr) | Procede de desacidification avec production de gaz acides en phase liquide | |
| EP0917905B1 (fr) | Procédé et dispositif de compression diphasique pour le traitement d'un effluent pétrolier | |
| FR2652610A1 (fr) | Procede de pompage de melange liquide gaz dans un puits d'extraction petrolier et dispositif de mise en óoeuvre du procede. | |
| EP0246943B1 (fr) | Procédé et installation pour faire circuler des fluides par pompage | |
| CN115678628B (zh) | 二氧化碳驱油伴生气液二氧化碳回收装置、系统及方法 | |
| CA2252032C (fr) | Dispositif et methode de traitement d'un fluide par compression diphasique et fractionnement | |
| US4810373A (en) | Apparatus for separating solids from fluids | |
| FR2525495A1 (fr) | Concentrateur de boue et methode d'utilisation | |
| FR2656035A1 (fr) | Dispositif de pompage d'un liquide et en particulier d'un liquide a forte viscosite. | |
| CA1047438A (fr) | Preparation d'acides sulfoniques derivant d'hydrocarbures paraffiniques par hydroinjection de s02 et 02 | |
| US20220242864A1 (en) | Supercritical fluid extraction process with integrated pressure exchanger | |
| CA2149832A1 (fr) | Pompe polyphasique bi-turbojets | |
| FR2625799A1 (fr) | Perfectionnement apporte a la deshydratation et au decendrage des schlamms, moyens de mise en oeuvre et produits en resultant | |
| FR2947281A1 (fr) | Procede de traitement d'hydrocarbures |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |