FR2735211A1 - Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates - Google Patents
Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates Download PDFInfo
- Publication number
- FR2735211A1 FR2735211A1 FR9506737A FR9506737A FR2735211A1 FR 2735211 A1 FR2735211 A1 FR 2735211A1 FR 9506737 A FR9506737 A FR 9506737A FR 9506737 A FR9506737 A FR 9506737A FR 2735211 A1 FR2735211 A1 FR 2735211A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- liquid hydrocarbon
- additive
- phase
- liquid
- water
- 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
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 27
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 111
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 110
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 109
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 98
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims abstract description 78
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 68
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 65
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 46
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 33
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 16
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims description 15
- -1 polyol ester Chemical class 0.000 claims description 14
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 claims description 12
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229920005862 polyol Polymers 0.000 claims description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 7
- 150000002148 esters Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims description 6
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 claims description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims description 6
- 150000008064 anhydrides Chemical class 0.000 claims description 5
- 150000001732 carboxylic acid derivatives Chemical class 0.000 claims description 5
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 5
- 229920001515 polyalkylene glycol Polymers 0.000 claims description 5
- 229940014800 succinic anhydride Drugs 0.000 claims description 5
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 5
- FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 2-(chloromethyl)pyridine-3-carbonitrile Chemical compound ClCC1=NC=CC=C1C#N FALRKNHUBBKYCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 claims description 4
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 3
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 3
- 150000003077 polyols Chemical class 0.000 claims description 3
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims description 2
- 239000000470 constituent Substances 0.000 claims description 2
- 239000000479 mixture part Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 23
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 22
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 12
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 description 9
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 7
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 7
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 7
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 7
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 150000001408 amides Chemical class 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 description 5
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 5
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 5
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 4
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 4
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 4
- JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N olefin Natural products CCCCCCCC=C JRZJOMJEPLMPRA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000008280 chlorinated hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 239000000539 dimer Substances 0.000 description 3
- 230000004927 fusion Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 3
- 239000007762 w/o emulsion Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N Ethane Chemical compound CC OTMSDBZUPAUEDD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N Isobutene Chemical compound CC(C)=C VQTUBCCKSQIDNK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N Propene Chemical compound CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 125000003342 alkenyl group Chemical group 0.000 description 2
- 239000010775 animal oil Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N carbonic acid Chemical class OC(O)=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N diethanolamine Chemical compound OCCNCCO ZBCBWPMODOFKDW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TVIDDXQYHWJXFK-UHFFFAOYSA-N dodecanedioic acid Chemical compound OC(=O)CCCCCCCCCCC(O)=O TVIDDXQYHWJXFK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000002149 estolides Chemical class 0.000 description 2
- 239000003925 fat Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N isobutane Chemical compound CC(C)C NNPPMTNAJDCUHE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 2
- WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N ricinelaidic acid Chemical compound CCCCCC[C@@H](O)C\C=C\CCCCCCCC(O)=O WBHHMMIMDMUBKC-XLNAKTSKSA-N 0.000 description 2
- 229960003656 ricinoleic acid Drugs 0.000 description 2
- FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N ricinoleic acid Natural products CCCCCCC(O[Si](C)(C)C)CC=CCCCCCCCC(=O)OC FEUQNCSVHBHROZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000008158 vegetable oil Substances 0.000 description 2
- 235000013311 vegetables Nutrition 0.000 description 2
- JWZZKOKVBUJMES-UHFFFAOYSA-N (+-)-Isoprenaline Chemical compound CC(C)NCC(O)C1=CC=C(O)C(O)=C1 JWZZKOKVBUJMES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MEUAVGJWGDPTLF-UHFFFAOYSA-N 4-(5-benzenesulfonylamino-1-methyl-1h-benzoimidazol-2-ylmethyl)-benzamidine Chemical compound N=1C2=CC(NS(=O)(=O)C=3C=CC=CC=3)=CC=C2N(C)C=1CC1=CC=C(C(N)=N)C=C1 MEUAVGJWGDPTLF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 240000002791 Brassica napus Species 0.000 description 1
- 235000004977 Brassica sinapistrum Nutrition 0.000 description 1
- 244000060011 Cocos nucifera Species 0.000 description 1
- 235000013162 Cocos nucifera Nutrition 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N D-Mannitol Chemical compound OC[C@@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-KVTDHHQDSA-N 0.000 description 1
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 1
- 239000004386 Erythritol Substances 0.000 description 1
- UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N Erythritol Natural products OCC(O)C(O)CO UNXHWFMMPAWVPI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 1
- RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N Fructose Chemical compound OC[C@H]1O[C@](O)(CO)[C@@H](O)[C@@H]1O RFSUNEUAIZKAJO-ARQDHWQXSA-N 0.000 description 1
- 229930091371 Fructose Natural products 0.000 description 1
- 239000005715 Fructose Substances 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N Glucose Natural products OC[C@H]1OC(O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-GASJEMHNSA-N 0.000 description 1
- 244000020551 Helianthus annuus Species 0.000 description 1
- 235000003222 Helianthus annuus Nutrition 0.000 description 1
- 229930195725 Mannitol Natural products 0.000 description 1
- 235000021314 Palmitic acid Nutrition 0.000 description 1
- 235000021319 Palmitoleic acid Nutrition 0.000 description 1
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical class OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002367 Polyisobutene Polymers 0.000 description 1
- 229920000388 Polyphosphate Polymers 0.000 description 1
- OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N Propanedioic acid Natural products OC(=O)CC(O)=O OFOBLEOULBTSOW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N Succinic acid Natural products OC(=O)CCC(O)=O KDYFGRWQOYBRFD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N Sucrose Chemical compound O[C@H]1[C@H](O)[C@@H](CO)O[C@@]1(CO)O[C@@H]1[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](CO)O1 CZMRCDWAGMRECN-UGDNZRGBSA-N 0.000 description 1
- 229930006000 Sucrose Natural products 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N Trimethylolpropane Chemical compound CCC(CO)(CO)CO ZJCCRDAZUWHFQH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012080 ambient air Substances 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229940053200 antiepileptics fatty acid derivative Drugs 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N beta-D-glucose Chemical compound OC[C@H]1O[C@@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@@H]1O WQZGKKKJIJFFOK-VFUOTHLCSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000004359 castor oil Substances 0.000 description 1
- 235000019438 castor oil Nutrition 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005660 chlorination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001991 dicarboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N diisopropanolamine Chemical compound CC(O)CNCC(C)O LVTYICIALWPMFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229940043276 diisopropanolamine Drugs 0.000 description 1
- UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N erythritol Chemical compound OC[C@H](O)[C@H](O)CO UNXHWFMMPAWVPI-ZXZARUISSA-N 0.000 description 1
- 235000019414 erythritol Nutrition 0.000 description 1
- 229940009714 erythritol Drugs 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 235000019256 formaldehyde Nutrition 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 1
- 239000008103 glucose Substances 0.000 description 1
- ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N glycerol triricinoleate Natural products CCCCCC[C@@H](O)CC=CCCCCCCCC(=O)OC[C@@H](COC(=O)CCCCCCCC=CC[C@@H](O)CCCCCC)OC(=O)CCCCCCCC=CC[C@H](O)CCCCCC ZEMPKEQAKRGZGQ-XOQCFJPHSA-N 0.000 description 1
- 125000002887 hydroxy group Chemical group [H]O* 0.000 description 1
- 150000003949 imides Chemical group 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N maleic acid Chemical compound OC(=O)\C=C/C(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UPHRSURJSA-N 0.000 description 1
- 239000011976 maleic acid Substances 0.000 description 1
- FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N maleic anhydride Chemical compound O=C1OC(=O)C=C1 FPYJFEHAWHCUMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000594 mannitol Substances 0.000 description 1
- 235000010355 mannitol Nutrition 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- FYFFGSSZFBZTAH-UHFFFAOYSA-N methylaminomethanetriol Chemical compound CNC(O)(O)O FYFFGSSZFBZTAH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000005673 monoalkenes Chemical class 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N neopentyl glycol Chemical compound OCC(C)(C)CO SLCVBVWXLSEKPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N oleic acid group Chemical group C(CCCCCCC\C=C/CCCCCCCC)(=O)O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 description 1
- 150000002943 palmitic acids Chemical class 0.000 description 1
- SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N palmitoleic acid group Chemical class C(CCCCCCC\C=C/CCCCCC)(=O)O SECPZKHBENQXJG-FPLPWBNLSA-N 0.000 description 1
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N pentaerythritol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 150000003009 phosphonic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000003014 phosphoric acid esters Chemical class 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000058 polyacrylate Polymers 0.000 description 1
- 229920000223 polyglycerol Polymers 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000001205 polyphosphate Substances 0.000 description 1
- 235000011176 polyphosphates Nutrition 0.000 description 1
- 229920001451 polypropylene glycol Polymers 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 230000003335 steric effect Effects 0.000 description 1
- 239000001384 succinic acid Substances 0.000 description 1
- 239000005720 sucrose Substances 0.000 description 1
- 235000000346 sugar Nutrition 0.000 description 1
- 150000008163 sugars Chemical class 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N trans-butenedioic acid Natural products OC(=O)C=CC(O)=O VZCYOOQTPOCHFL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 1
- 239000003981 vehicle Substances 0.000 description 1
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
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0391—Affecting flow by the addition of material or energy
Abstract
- Procédé pour transporter les hydrates de gaz formés à partir d'un gaz naturel ou d'un gaz à condensat consistant en l'utilisation d'un additif dispersant, éventuellement couplé avec un additif filmant, mis en solution dans une fraction hydrocarbure liquide, cette fraction hydrocarbure liquide participant à la formation d'une émulsion et/ou d'une suspension avec l'eau de condensation produite et les hydrates. L'additif dispersant est recyclé après le transport des hydrates dans la conduite.
Description
i La présente invention concerne un procédé permettant le transport dans
une conduite d'un fluide comprenant au moins une phase gazeuse telle des hydrocarbures gazeux et de l'eau dans des conditions o des hydrates peuvent se former, en ajoutant une phase liquide, par exemple une fraction hydrocarbure liquide contenant au moins un additif dispersant, pour assurer le transport des hydrates éventuellement formés et/ou en recyclant au moins en partie la phase
hydrocarbure liquide contenant le ou les additifs.
La présente invention trouve notamment son application pour transporter dans des conditions thermodynamiques o des hydrates peuvent se former, un gaz naturel ou un gaz à condensat, de l'eau, et les hydrates éventuellement
formés.
La présente invention peut aussi s'appliquer pour le transport de fluide pour lesquels les valeurs du rapport de la phase gazeuse à le phase liquide, habituellement dénommé GLR (Gas Liquid Ratio) ou GOR (Gas Oil Ratio) sont élevés. En effet, les hydrates peuvent se former lorsque que l'eau se trouve en présence d'hydrocarbures légers, soit en phase gazeuse, soit à l'état dissous dans une phase liquide, telle qu'un hydrocarbure liquide, et lorsque la température atteinte par le mélange devient inférieure à la température thermodynamique de formation des hydrates, cette température étant donnée
pour une composition des gaz et pour une valeur de pression donnée.
La formation d'hydrates peut être redoutée, notamment dans l'industrie pétrolière et gazière, pour lesquelles les conditions de formation des hydrates peuvent être réunies. En effet, pour diminuer le coût de production du pétrole brut et du gaz, tant au point de vue des investissements qu'au point de vue de l'exploitation, une voie envisagée, notamment en production en mer, est de réduire, voire de supprimer, les traitements appliqués au brut ou au gaz à transporter du gisement jusqu'à la côte et notamment de conserver toute ou une partie de l'eau dans le fluide à transporter. Les traitements en mer s'effectuent en général sur une plate-forme située en surface à proximité du gisement, de manière que l'effluent, initialement chaud, puisse être traité avant que les conditions thermodynamiques de formation des hydrates ne soient atteintes du fait du refroidissement de l'effluent en circulation dans une conduite en contact indirect avec l'eau de mer. Cette manière de procéder est particulièrement avantageuse lorsque la production en mer se situe dans une zone difficile d'accès. Néanmoins, elle présente un inconvénient notable du fait des risques
de formation d'hydrates dus à la présence d'eau.
En effet, les effluents pétroliers comprenant une phase gazeuse et éventuellement une phase liquide peuvent être constitués, par exemple, par un gaz naturel, un gaz à condensat ou un gaz associé en mélange avec du pétrole brut. Ils sont généralement saturés en eau et peuvent même dans certains cas
contenir de l'eau libre.
Lors du transport d'effluents de production d'un gisement sous-marin de gaz naturel ou, de pétrole et de gaz, comportant de l'eau, la température du fond de la mer peut être de l'ordre de 3 ou 4 C. Une telle température provoque un abaissement de la température de l'effluent produit, pouvant le mettre dans des conditions thermodynamiques susceptibles de conduire à la formation
d'hydrates, qui s'agglomèrent et bloquent les conduites de production.
Les hydrates sont des composés d'inclusion formés à partir de l'eau et
d'hydrocarbures légers comme le méthane, I'éthane, le propane, I'iso ou le n-
butane. L'azote, de même que certains gaz acides présents dans le gaz naturel comme le dioxyde de carbone ou l'hydrogène sulfuré peuvent également former
des hydrates en présence d'eau.
La formation puis l'agglomération des hydrates entraînent le remplissage puis le blocage des conduites de transport qui empêchent à la longue tout passage de pétrole ou de gaz entraînant des conséquences extrêmement pénalisantes. En effet, ces phénomènes peuvent conduire à un arrêt de la production et à des pertes financières importantes. De plus, la remise en service de l'installation, surtout lorsqu'il s'agit de production ou de transport en mer, peut
être longue car la décomposition des hydrates formés est très difficile à réaliser.
Des conditions favorables à la formation d'hydrates peuvent aussi être réunies de la même façon à terre pour des conduites peu enfouies dans le sol terrestre lorsque, par exemple, la température de l'air ambiant est assez basse,
notamment dans des zones septentrionales telles que des zones arctiques.
Pour éviter ces inconvénients, on a cherché, dans l'art antérieur, à utiliser des produits qui, ajoutés, au fluide, agissent comme inhibiteurs en abaissant la température thermodynamique de formation des hydrates. Ce sont notamment des alcools, tels que le méthanol, ou des glycols, tels que le mono-, le di- ou le tri-éthylène glycol. Cette solution est très onéreuse car la quantité d'inhibiteurs à ajouter peut atteindre 10 à 50% poids de la teneur en eau et ces inhibiteurs sont
difficiles à récupérer complètement.
Il a également été préconisé l'isolation ou même le chauffage des conduites de transport à l'aide d'un dispositif approprié, tel que décrit dans la demande de brevet WO-90/05260, pour éviter un refroidissement trop rapide des fluides transportés. De tels dispositifs sont néanmoins coûteux et complexes
dans leur réalisation technique.
D'autres moyens consistent à utiliser des rayonnements, par exemple, le brevet HU-18511 enseigne d'envoyer une onde électromagnétique dont les valeurs de fréquences et les modes de propagation sont choisis pour faire
fondre les hydrates formés.
Dans le brevet SU-442287, on utilise une onde ultrasonore pour briser les
cristaux d'hydrates et libérer le gaz piégé.
On a encore décrit l'utilisation d'additifs capables de modifier le mécanisme de formation des hydrates, puisqu'au lieu de s'agglomérer rapidement les uns aux autres et de former des bouchons très solides, les hydrates formés se dispersent dans le fluide sans s'agglomérer et sans obstruer les conduites. On peut citer à cet égard la demande de brevet EP-A-323.774 au
nom du demandeur, qui décrit l'utilisation de composés amphiphiles non-
ioniques, choisis parmi les esters de polyols et d'acides carboxyliques, substitués ou non substitués, et les composés à fonction imide. On peut encore citer la demande de brevet EP-A-323.775, toujours au nom du demandeur, qui décrit notamment l'utilisation de composés appartenant à la famille des diéthanolamides d'acides gras ou de dérivés d'acides gras. Le brevet US-A-4.956.593 décrit l'utilisation de composés tensioactifs tels que des phosphonates organiques, des esters phosphates, des acides phosphoniques, leurs sels et leurs esters, des polyphosphates organiques et leurs esters, ainsi que des polyacrylates et polyacrylamides. La demande de brevet EP-4-457.375 décrit l'utilisation de composés tensioactifs anioniques, tels que les acides alkylsulfoniques et leurs sels de métaux alcalins. Des composés amphiphiles, obtenus par réaction d'au moins un dérivé succinique choisi dans le groupe formé par les amides et les anhydrides polyalkénylsucciniques, sur au moins un monoéther de polyéthylèneglycol ont également été proposés pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates de gaz dans la demande de brevet
EP-A-582.507.
4 2735211
Les méthodes préconisant l'utilisation d'agents dispersants pour transporter les hydrates ou pour réduire leur tendance à l'agglomération sont particulièrement avantageuses lorsque la phase hydrocarbure liquide, huile ou condensat, est en quantité telle que la formation d'une émulsion eau dans huile est possible. La phase hydrocarbure liquide sert en effet de véhicule pour le transport ultérieur de la suspension d'hydrates et une quantité minimale de cette
phase est requise.
Ainsi, il est possible d'utiliser cette technique pour le transport de fluide, par exemple des gaz à condensat, ou d'huile avec gaz associé, puisque dans ces deux cas la présence d'une phase hydrocarbure liquide est assurée dans la conduite de production (par exemple produite par condensation lors du transport et/ou présente dans le fluide), et ceci dès la tête de puits jusqu'au séparateur ou
au terminal.
Cette méthode est par contre inutilisable pour des fluides ayant des valeurs élevées de GLR, ou des gaz secs, puisque pour de tels effluents il n'y a pas condensation d'une phase hydrocarbure liquide dans les conditions de pression et de température rencontrées lors du transport. Un gaz sec contient par contre de l'eau, généralement à l'état vapeur, puis partiellement à l'état liquide suite à sa condensation progressive par diminution de la température dans la conduite. Cette eau liquide peut alors conduire à la formation d'hydrates lorsqu'elle est en présence d'une phase gazeuse et pour des conditions
thermodynamiques données.
Cette méthode donne aussi de mauvais résultats pour les gaz à condensats à très fort Gas Oil Ratio qui ne sont pas susceptibles de produire des quantités de condensat suffisantes pour assurer le transport d'hydrates
éventuellement formés.
Il apparaît alors intéressant de disposer d'une méthode permettant de transporter un fluide susceptible de former des hydrates et de prévenir l'agglomération des hydrates, appliquée plus particulièrement au transport des
gaz secs ou des gaz à condensat peu riches en condensats.
La présente invention vise ainsi à fournir un moyen simple permettant d'utiliser les agents dispersants des hydrates, classiques, dans le cas des gaz secs pour lesquels on n'assiste pas à la condensation d'une phase hydrocarbure liquide, ou dans le cas des gaz à condensats pour lesquels la
quantité de condensat produite reste inférieure à la quantité d'eau produite.
Il a été découvert qu'il était avantageux d'introduire l'additif dispersant des hydrates en solution dans une phase liquide telle une fraction hydrocarbure
2735211
liquide, la fraction hydrocarbure liquide étant introduite en quantité suffisante
pour obtenir une dispersion de l'eau liquide présente.
En effet, en choisissant de manière judicieuse la quantité de fraction d'hydrocarbure liquide par rapport à la fraction d'eau présente dans le fluide, l'additif devient en mesure de disperser l'eau, ainsi que les hydrates éventuellement formés, au sein de la phase hydrocarbure liquide, en assurant
ainsi leur transport sous forme dispersée.
Avantageusement, il est possible de choisir la composition de la phase hydrocarbure par exemple en prenant un mélange d'hydrocarbures ayant une tension de vapeur ou une pression de rosée suffisamment faible de telle manière que cette fraction hydrocarbure puisse exister totalement ou
partiellement à l'état liquide dans la conduite.
Ainsi il sera possible, en choisissant judicieusement la composition de cette fraction hydrocarbure liquide ainsi que sa quantité introduite dans la conduite par rapport à la quantité et à la composition du gaz produit, de contrôler la quantité de phase hydrocarbure liquide en un point donné de la conduite, en fonction des conditions de pression et de température et de la quantité d'eau
susceptible de se condenser dans ces mêmes conditions.
Dans la description les expressions 'le ou les additifs' ou 'additif
dispersant' désignent un ou plusieurs additifs mélangés, par exemple, et injectés
dans le fluide.
La présente invention concerne un procédé pour transporter dans une conduite un fluide comprenant au moins une phase gazeuse telle des hydrocarbures gazeux et de l'eau, dans des conditions o des hydrates peuvent se former, les hydrates étant formés à partir de l'eau et du gaz. Il est caractérisé en ce que l'on incorpore au dit fluide un mélange comportant une phase liquide telle une fraction hydrocarbure liquide et des additifs en solution dans la fraction liquide, la quantité ou proportion de la phase liquide étant choisie de façon à
disperser l'eau liquide présente.
Avantageusement, le rapport de la fraction d'hydrocarbure par rapport à la
quantité d'eau liquide est compris de préférence entre 1 et 20.
On peut ajouter une quantité d'additif dans la fraction d'hydrocarbure
liquide pour obtenir une concentration comprise entre 0.01 et 4% poids.
Selon un mode de mise en oeuvre du procédé, on sépare et on recycle par exemple, au moins en partie, le mélange formé par la fraction d'hydrocarbure liquide et les additifs en solution en un point de la conduite. Le
recyclage pourra se faire de préférence en tête de conduite.
La séparation peut s'effectuer par exemple de la manière suivante, (1) on introduit dans la conduite de transport le mélange composé de l'additif dispersant en solution dans ladite fraction hydrocarbure liquide, la fraction hydrocarbure liquide pouvant être vaporisée au moins partiellement dans la phase gazeuse, (2) on transporte l'ensemble comportant une phase gazeuse, I'eau contenue dans le fluide, le mélange ajouté et éventuellement des hydrates formés jusqu'à un lieu de traitement, (3) à l'arrivée de la conduite, on sépare l'ensemble de la manière suivante: - on sépare au moins en partie la phase gazeuse du reste de l'ensemble comportant la fraction hydrocarbure liquide et les additifs en solution, les hydrates éventuellement formés au cours du transport et l'eau, - on dissocie les hydrates formés pour obtenir une phase gazeuse et une phase aqueuse et on sépare après dissociation, la phase gazeuse, et la phase aqueuse de la phase hydrocarbure liquide comprenant l'additif, (4) on recycle en un point de la conduite au moins une partie de la phase
hydrocarbure liquide comprenant l'additif provenant de l'étape (3).
Pour des fluides susceptibles de former une phase liquide en excès, par exemple des gaz à condensats, on peut séparer la fraction hydrocarbure liquide en deux étapes: - en obtenant à l'issue de la première étape d'une part une suspension ou une émulsion concentrée en eau et une fraction hydrocarbure liquide substantiellement débarrassée d'eau qui est évacuée, et - en séparant au cours d'une deuxième étape l'eau, contenue dans l'émulsion ou la suspension provenant de la première étape, d'une fraction liquide enrichie en additif dispersant et en recyclant au moins en partie la dite fraction
hydrocarbure liquide.
On utilise comme additif dispersant un ester de polyols et d'acide
carboxylique, substitué ou non substitué.
L'ester de polyol peut être formé entre un acide ou un anhydride alkénylsuccinique et un polyalkylèneglycol; et/ou entre un anhydride polyisobuténylsuccinique et un polyéthylèneglycol; et/ou obtenu par action de
monoéther de polyalkylèneglycol et d'anhydride polyisobuténylsuccinique.
L'additif dispersant peut être un hydroxycarbylamide d'acide carboxylique, substitué ou non substitué, tel un hydroxycarbylamide aliphatique ou cyclanique et/ou un mono- ou diéthanolamide d'acide carboxylique comportant de
préférence 3 à 36 atomes de carbone.
Selon un mode de réalisation de l'invention on utilise un additif conjointement avec un inhibiteur thermodynamique classique, tels que le
méthanol, ou les glycols.
On peut introduire dans la conduite un mélange formé d'une fraction hydrocarbure liquide et d'un additif rendant la paroi de la conduite mouillable
par la dite fraction hydrocarbure liquide.
L'additif rendant la paroi de la conduite mouillable par la fraction
hydrocarbure liquide peut être en même temps un additif anticorrosion.
On injecte, par exemple, une fraction d'hydrocarbure liquide comportant des constituants dont le nombre d'atomes de carbone est compris entre 5 et 30,
ou un condensat, ou encore une coupe de distillation d'un pétrole brut.
Le procédé selon l'invention s'applique particulièrement bien pour transporter un gaz à condensat ou un gaz naturel susceptibles de former des hydrates. La présente invention sera mieux comprise et ses avantages apparaîtront
plus clairement à la description qui suit d'exemples particuliers, nullement
limitatifs, illustrés par les figures ci-annexées: - la figure 1 illustre un schéma permettant la mise en oeuvre de l'invention, - la figure 2 montre un détail d'une variante de réalisation permettant de réduire la consommation de chaleur lors du procédé, - la figure 3 représente un mode de séparation bien adapté au gaz à condensat, et
- la figure 4 montre une autre possibilité pour réaliser la fusion des hydrates.
27352 1 1
Le principe mis en oeuvre dans le procédé selon l'invention consiste à injecter un mélange formé d'une phase liquide, par exemple une phase hydrocarbure liquide, et d'un additif, dans un fluide susceptible de former des hydrates dans des conditions thermodynamiques données, le fluide étant en écoulement dans une conduite. L'additif a notamment pour fonction de disperser les hydrates éventuellement formés et la quantité de phase hydrocarbure liquide est choisie par rapport à la proportion d'eau liquide présente dans le fluide pour obtenir la dispersion sensiblement totale de l'eau présente et assurer le transport des
hydrates éventuellement formés.
Avantageusement, il est possible de recycler au moins une partie du
mélange formé par la fraction hydrocarbure liquide contenant le ou les additifs.
Afin de mieux cerner le principe mis en oeuvre dans le procédé selon lI'invention l'exemple décrit en relation avec la figure 1, donné à titre indicatif et nullement limitatif, s'applique au transport d'un gaz sec, saturé en eau tel un effluent de production, comprenant des hydrates formés dans des conditions
thermodynamiques spécifiques.
Le gaz sec saturé en eau, est évacué du sous-sol en 1 par une tête de puits, qui peut être sous-marine dans le cas d'un gisement situé en mer. La tête de puits est schématisée sur la figure 1 par un manifold de vannes V1, V2, V3. A la sortie de la tête de puits, I'effluent est à une température relativement élevée de l'ordre par exemple de 70 C passe dans une conduite C pour être transporté jusqu'à une station de traitement A située à terre ou une plate-forme de production comportant les équipements habituellement employés pour le traitement dans l'industrie pétrolière. Lors de son transport dans la conduite C, le gaz sec est progressivement refroidi, du fait du contact indirect de la conduite avec l'eau de mer conduisant ainsi à la formation d'hydrates, plus particulièrement au voisinage de la paroi. L'agglomération de ces hydrates peut à terme bloquer progressivement la conduite C. Pour éviter la formation d'un bouchon d'hydrates, le procédé selon l'invention consiste à envoyer par une conduite 2 en liaison avec la conduite C en au moins un point 3, ou point d'injection, un mélange comprenant une phase liquide, telle une fraction hydrocarbure liquide et un additif dispersant en solution dans la fraction liquide. Ce mélange injecté au point 3 peut être partiellement
vaporisé au contact du gaz.
On injecte, de préférence, une quantité de fraction d'hydrocarbure liquide par rapport à l'eau présente dans le gaz sec dans une proportion variant de 1 à , et de préférence de 1 à 20. La concentration d'additif dans la fraction d'hydrocarbure liquide est de préférence comprise entre 0.01 et 4% poids, ce qui correspond sensiblement à
une concentration comprise entre 0.1 et 4% poids par rapport à l'eau produite.
De cette manière on obtient une dispersion de la phase aqueuse et on maintient cette dispersion tout le long du transport dans la conduite. Lorsque des hydrates se forment, les particules d'hydrates sont ainsi entraînées dans
l'écoulement diphasique.
Afin d'éviter les risques d'agglomération des particules d'hydrates, on utilise préférentiellement un additif dispersant formé au moins en partie de molécules qui s'adsorbent sur la surface des cristaux d'hydrates et empêche les
particules de se rapprocher par exemple par effet stérique.
Avantageusement, on recycle le mélange comportant la phase
hydrocarbure liquide et l'additif, en procédant par exemple de la façon suivante.
L'effluent transporté dans la conduite C comporte le gaz sec, le mélange hydrocarbure liquide additifs et éventuellement les hydrates formés lors du transport. A l'arrivée sur la plate-forme A, il est envoyé dans un séparateur S1 par exemple, dans lequel la phase gazeuse et la phase hydrocarbure liquide contenant les hydrates en suspension sont séparés. La phase gazeuse est évacuée par une conduite 4 située de préférence en tête du séparateur et la phase hydrocarbure liquide contenant les hydrates en suspension et l'additif par
une conduite 5 située dans la partie inférieure du séparateur.
Le mélange provenant de la conduite 5 est envoyée vers un échangeur E1 o il est chauffé de manière à dissocier les cristaux d'hydrates, par exemple par fusion, pour obtenir une phase gazeuse et une phase aqueuse liquide provenant de cette dissociation. A l'issue de cet échangeur, I'ensemble, hydrates dissociés, hydrocarbure liquide et additifs en solution, est envoyé par une conduite 6 dans un second séparateur S2 pour réaliser leur séparation. La phase gazeuse ou hydrocarbures gazeux sont évacués en tête du séparateur par une conduite 7 pour être remélangés, par exemple, avec la phase gazeuse qui est évacuée par la conduite 4. La phase aqueuse est évacuée par une lO conduite 8 située dans la partie inférieure du séparateur et la phase hydrocarbure liquide contenant une fraction majoritaire de l'additif dispersant qui est préférentiellement soluble dans cette phase est évacuée par la conduite 9 reliée à la conduite d'injection 2. Avantageusement, le mélange formé d'hydrocarbure liquide et d'additif est recyclé vers la conduite 2 par exemple en passant dans une pompe P1 pour mettre le mélange recyclé à une pression
sensiblement égale à la pression de l'effluent circulant dans la conduite.
Une fraction de cette phase hydrocarbure liquide peut être vaporisée dans
la phase gazeuse qui est évacuée par les conduites 4 et 7.
La température mise en jeu dans l'échangeur est comprise par exemple
entre 30 et 100 C et, de préférence entre 50 et 80 C.
Selon un autre mode de réalisation, il est possible de dissocier, partiellement ou en totalité, les hydrates au niveau du séparateur S1. Pour cela on fixe des conditions de pression et de température telles que les hydrates
formés lors du transport soient instables.
On obtient ainsi une émulsion eau dans l'huile qui décante progressivement dans le fond du séparateur S1. Il est nécessaire de contrôler la température pour éviter de casser l'émulsion. L'additif dispersant se trouve alors
préférentiellement dans la phase émulsionnée ainsi produite.
La phase émulsionnée contenant les additifs est évacuée par la conduite vers l'échangeur E1 dans lequel elle est chauffée pour la casser avant d'être envoyée dans le séparateur S2 dans lequel, la phase émulsionnée est séparée en une phase aqueuse évacuée par la conduite 8 et une phase hydrocarbure liquide contenant une grande partie des additifs préférentiellement solubles dans cette phase qui est évacuée par la conduite 9 et éventuellement reprise par
la pompe P1 afin d'être recyclée comme indiquée ci-dessus.
Dans les deux modes de réalisation précédemment décrits, un appoint en additif dispersant, éventuellement en solution dans une fraction d'hydrocarbure liquide, destiné à pallier les pertes éventuelles, peut être introduit par un conduit 10. Selon un mode avantageux de réalisation de l'invention, il est possible de
réduire la consommation de chaleur dans l'échangeur El.
La figure 2 montre un schéma pour lequel la fraction hydrocarbure liquide évacuée par la conduite 9 d'être échangée thermiquement avec le mélange évacué par le conduit 5 dans un échangeur E2 situé avant l'échangeur El. Au cours de cet échange la fraction hydrocarbure liquide cède une partie de son énergie à l'effluent évacué par la conduite 5. Après passage dans l'échangeur E2, cette fraction hydrocarbure liquide refroidie est reprise par la pompe P1 et recyclée à travers le conduit 2, par exemple, en tête de la conduite C. La figure 3 montre un exemple de réalisation particulièrement bien appliqué pour des fluides tels les gaz à condensats qui génèrent une fraction d'hydrocarbure liquide, cette dernière pouvant constituer un excès par rapport à
l'eau liquide. Elle se présente par exemple sous forme de condensat.
Il est alors possible et avantageux de recycler une partie seulement du
i0 condensat afin de concentrer l'additif.
On peut procéder, par exemple de la façon suivante Le mélange circulant dans la conduite C formé par le gaz à condensat, l'hydrocarbure liquide et l'additif, et les hydrates formés arrivent dans le séparateur Si, o les particules d'hydrates sédimentent dans le fond du séparateur. Il est alors possible d'évacuer par le conduit 11 une phase condensat claire qui constitue le condensat évacué en même temps que le gaz et par le conduit 12 une suspension concentrée en particules d'hydrates qui est envoyée dans l'échangeur El. La suspension est chauffée dans l'échangeur E1 de manière à obtenir la fusion des hydrates et un cassage de l'émulsion eau/condensat ou fraction hydrocarbure liquide susceptible de se former après dissociation des hydrates. L'additif dispersant se trouvant préférentiellement à la surface des particules d'hydrates, il est possible de concentrer ainsi une majeure partie de cet additif dans la phase hydrocarbure liquide qui est séparée dans le
séparateur S2, évacuée par le conduit 9 et recyclée au moyen de la pompe P1.
La phase gazeuse est évacuée par la conduite 7, éventuellement vers la
conduite 4 alors que la phase aqueuse sort du séparateur par la conduite 8.
Différents moyens peuvent être employés pour améliorer les
performances des différentes étapes de séparation et de recyclage effectuées.
Dans le cas de l'exemple illustré par la figure 3, on obtient une suspension concentrée de particules d'hydrates par simple décantation dans le séparateur S1. Il est également possible de mettre en oeuvre d'autres méthodes connues de concentration d'une suspension telles que, par exemple, le passage dans un cyclone, la centrifugation, la filtration et notamment la filtration
tangentielle.
Il est également possible de concentrer cette suspension en chauffant, de
manière à vaporiser la fraction hydrocarbure que l'on veut évacuer avec le gaz.
Le chauffage effectué par exemple dans l'échangeur El, dans le cas des exemples illustrés par les figures 1, 2 et 3, permet de réaliser la fusion des cristaux d'hydrates et facilite la séparation de l'émulsion par élévation de la température. Ce chauffage peut être réalisé par des moyens différents de ceux qui sont illustrés sur les figures 1, 2 et 3. Il est possible notamment de fournir la chaleur nécessaire en ne chauffant pas directement la suspension mais en chauffant une fraction d'un des fluides obtenus après séparation, que l'on fait recirculer. Ainsi, par exemple, comme le montre l'exemple de réalisation illustrée par la figure 4, la suspension arrivant par le conduit 12 peut être mélangée avec une fractionde phase aqueuse provenant du séparateur S2, recirculée au moyen de la pompe P2 et chauffée dans un échangeur E3. Cette conception présente notamment l'avantage de faciliter la conception de l'échangeur de chauffage et d'en réduire la surface grâce aux bonnes propriétés de transfert thermique de
lI'eau.
Dans le cas des exemples illustrés par les figures 1, 2 et 3, les deux phases formant l'émulsion sont séparées dans le séparateur par simple décantation. Il est possible de mettre en oeuvre les différentes méthodes connues pour faciliter cette séparation: passage à travers un lit coalescent, centrifugation, passage à travers un cyclone, techniques membranaires, électrocoalescence. Il est également possible de faciliter cette séparation en
ajoutant un additif désémulsifiant.
On ne sortira pas du cadre de l'invention, en effectuant les étapes de séparation décrites ci-dessus dans un dispositif unique combinant des fonctions sensiblement identiques à celles réalisées par l'ensemble comportant les
séparateurs S1, S2 et l'échangeur El.
Dans tous les modes de réalisation décrits ci-dessus, les additifs peuvent être choisis parmi les additifs habituellement utilisés pour inhiber la formation
des hydrates et/ou leur agglomération.
L'additif dispersant pourra être par exemple un tensioactif non ionique
choisi parmi des composés amidiques hydrogénés décrits dans le brevet EPA-
323.775 du demandeur.
La synthèse de ces hydroxycarbylamides peut être réalisée à partir d'acides gras, d'esters de ces acides gras, des huiles ou graisses végétales ou animales, en faisant réagir ces composés avec des hydroxylcarbylamines telle que la diéthanolamine ou la monoéthanolamine. Par "hydroxycarbyl", on entend
un radical hydrocarbyl substitué par au moins un groupe hydroxy.
Les acides carboxyliques des amides pourront être des acides linéaires saturés ou insaturés, présents tels quels ou en mélange sous forme liée dans les huiles, les esters, dans le mélanges d'acides gras servant de matière première aux amides. Les huiles utilisables les plus courantes sont par exemple les huiles
de colza, de coprah, de tournesol...
Les acides carboxyliques des amides pourront être des acides hydroxycarboxyliques, tel que l'acide ricinoléique, ou des estolides, tels que les
0o estolides de l'acide ricinoléique.
Les acides carboxyliques pourront être des diacides ou triacides correspondant aux dimères et trimères des acides gras ou à des acides
dicarboxyliques, tel l'acide dodecanedioïque.
Les amines servant à réaliser avec les acides carboxyliques la synthèse des amides sont par exemple des alkanolamines ou des diols aminés, tels que
la diéthanolamine, la diisopropanolamine ou le trihydroxyméthylaminométhane.
Les amides pourront être des mono ou diéthaloamides d'acides
carboxyliques et pourront compter 3 à 36 atomes de carbone.
L'additif dispersant peut être un composé amphiphile non ionique choisi parmi les esters de polyols, substitués ou non substitués, comme ceux décrits
dans le brevet EP-A 323 774 du demandeur.
Ces esters sont par exemple obtenus à partir d'acides carboxyliques linéaires ou non linéaires (par exemple ramifiés), saturés ou insaturés, correspondant par exemple aux acides gras contenus dans les huiles ou graisses végétales et animales, comme par exemple les acides laurique, palmitique, stéarique, pour les acides saturés, ou les acides palmitoléïque,
oleîque, linoléique pour les acides insaturés.
Les acides carboxyliques peuvent aussi être des diacides ou triacides, correspondant aux dimères ou trimères des acides gras, ou des acides dicarboxyliques, comme par exemple l'acide dodécanediolque pour lequel l'une
des fonctions acides peut être libre.
Les acides carboxyliques pourront être des acides hydroxycarboxyliques,
tel que l'acide ricinolélque.
Les acides carboxyliques se présentent par exemple sous la forme de
polymères comme les acides estolisés obtenus à partir du ricin.
Les esters de polyols pourront enfin être obtenus à partir d'acide alkénylsuccinique ou d'anhydride alkénylsuccinique. Le groupe alkényle de I'acide ou de l'anhydride pourra dériver d'un polymère d'une monooléfine contenant 2 à 5 atomes de carbone. Ce polymère pourra plus particulièrement être un polyisobutène dans lequel le groupe alkényle a une masse moléculaire
moyenne de 300 à 5000.
Les polyols sont par exemple - des diols, tels que l'éthylèneglycol, les polyalkylèneglycols, comme le polyéthylèneglycol ou le polypropylèneglycol, ou le néopentylglycol; - des triols, tels que le glycérol ou le triméthylolpropane; - des tétrols, tels que le pentaérythritol, I'érythritol; - des polyols, tels que le sorbitol, le mannitol, les polyglycérols, ou des sucres tels que le saccharose, le glucose, le fructose ou des dérivés de ces différents
produits tel que l'amidon.
L'additif dispersant peut également être un composé amphiphile non ionique obtenu par réaction d'au moins un dérivé succinique choisi dans le groupe formé par les acides et les anhydrides polyalkénylsucciniques, sur au moins un monoéther de polyéthylèneglycol, comme ceux décrits dans le brevet
EP-A-582.507 du demandeur.
Les dérivés succiniques utilisés pour préparer les composés utilisés dans l'invention sont par exemple obtenus par action d'au moins une oléfine ou d'un hydrocarbure chloré sur l'acide ou l'anhydride maléïque. L'oléfine ou l'hydrocarbure chloré utilisés dans cette synthèse peuvent être linéaires ou ramifiés, et comportent habituellement 10 à 200 atomes de carbone, de préférence de 15 à 150 atomes de carbone, et le plus souvent 20 à 100 atomes de carbone dans leur molécule. Cette oléfine peut également être un oligomère, par exemple un dimère, un trimère ou un tétramère, ou encore un polymère d'une oléfine inférieure, ayant par exemple de 2 à 12 atomes de carbone, telle que l'éthylène, le propylène, I'isobutène. L'hydrocarbure chloré peut provenir de
la chloration de tels polymères.
Les monoéthers de polyéthylèneglycol utilisés pour préparer les composés utilisés dans l'invention ont habituellement une masse molaire moyenne en nombre comprise entre 100 et 6000 et répondent à la formule générale suivante: R-(O-CH2-CH2)n-OH dans laquelle R est un groupe hydrocarboné renfermant par exemple de 1 à 30 atomes de carbone et n, représentant le degré de polymérisation, a une valeur
comprise entre 2 et 140.
La phase hydrocarbure peur être au moins partiellement séparée et recyclée. L'additif utilisé étant de préférence soluble dans la phase hydrocarbure, il peut être ainsi au moins partiellement recyclé, ce qui est particulièrement avantageux puisqu'il est possible de réduire très sensiblement
la consommation d'additif.
Selon un mode de réalisation préférentielle, on évite la formation de cristaux d'hydrates à la paroi qui pourraient adhérer à la paroi et ne pas être o10 entraînés par l'écoulement. Pour cela, on rend par exemple la paroi de la conduite mouillable par la fraction hydrocarbure liquide et non mouillable par l'eau en introduisant par exemple dans la fraction hydrocarbure liquide un additif qui s'adsorbe sur la paroi en tapissant la paroi de groupements fonctionnels oléophiles. Cet additif peut être avantageusement constitué par un additif anticorrosion, ce qui permet de protéger simultanément contre la corrosion et
contre les risques de bouchage par les hydrates.
Il peut aussi être constitué par un mélange d'additifs, et par additif dispersant nous entendons par la suite soit un additif unique soit un mélange
d'additifs.
Il est également possible de réaliser la paroi de la conduite en un matériau mouillable par la fraction hydrocarbure liquide ou d'utiliser un revêtement interne, par exemple en téflon, réduisant le risque d'adhésion
d'hydrates à la paroi.
La teneur en eau d'un gaz naturel reste faible et dépend à la fois des conditions de pression et de température. Les gaz contenant initialement de l'eau à l'état vapeur, celle-ci est susceptible de se condenser avec une baisse de la température dans la conduite. Dans les conditions généralement rencontrées lors de la production, elle est de l'ordre de quelques grammes d'eau
liquide pour un standard mètre cube de gaz.
Les quantités d'eau susceptibles de se condenser étant faibles, il n'est pas nécessaire d'introduire une grande quantité d'hydrocarbures en phase liquide. D'une manière générale, la quantité à introduire est telle que le rapport eau liquide/hydrocarbure liquide soit de l'ordre de 0.3. La quantité d'hydrocarbures en phase liquide à injecter sera naturellement d'autant plus
faible que celui-ci sera plus lourd.
Ce mélange d'hydrocarbures en phase liquide peut être un condensat tels s que ceux obtenus lors de la production des gaz à condensats. Ce peut être également une coupe de distillation d'un pétrole brut. Il comprend des hydrocarbures dont le nombre d'atomes de carbone est compris par exemple
entre 5 et 30 et de préférence entre 5 et 20.
Selon un mode de mise en oeuvre du procédé, il est possible de choisir une fraction hydrocarbure liquide de telle manière que cette fraction hydrocarbure liquide soit tout ou partiellement vaporisé dans la phase gazeuse
dans les conditions au point d'injection.
Toujours selon un mode de mise en oeuvre du procédé, il est possible de choisir une fraction hydrocarbure liquide de telle manière que cette fraction hydrocarbure liquide ait une pression de rosée voisine de celle de l'eau dans les
conditions de température rencontrées dans la conduite.
Le présent procédé sera mieux compris et ses avantages apparaîtront
plus nettement à la description de l'exemple qui suit, nullement limitatif.
Considérons un gaz naturel de composition molaire suivante: C1 = 85.3%, C2 = 5.8%, C3 = 5.3%, i-C4 = 0.7%, n-C4 = 1.4%, N2 = 1.0% et C02 = 0.5%, produit dans une conduite dont les conditions de tête de puits sont
15 MPa et 70 C.
Dans ces conditions, la teneur en eau du gaz (densité = 19.48/29 = 0. 672) est d'environ 2.5 m3/MSm3 de gaz, soit encore environ 6 m3 d'eau pour
Mmoles de gaz produites.
Si l'on considère que les conditions dans la conduite de transport sont par exemple de 4 C et 4 MPa, la teneur maximale en eau du gaz est de l'ordre de
0.2 m3/MSm3 de gaz. On peut donc considérer que toute l'eau s'est condensée.
En supposant par exemple que la quantité d'hydrocarbure liquide doit représenter les 4/5 de la quantité d'eau liquide produite de telle manière à pouvoir former une émulsion eau dans huile stable rendant possible le transport des hydrates en suspension, la quantité de solvant hydrocarbure à introduire sera telle que la quantité d'hydrocarbure liquide condensée dans la conduite représente environ 24 m3 pour 100 Mmoles de gaz dans les conditions de production.
1 7 2735211
Dans les conditions de production 4 MPa et 40C, I'ajout de 0.1% mole d'un hydrocarbure liquide de masse molaire moyenne de 210 et de masse volumique de 0.77 g/cm3 conduit à la formation de 50 m3 d'une phase hydrocarbure liquide pour 100 Mmoles de gaz produit. La teneur en eau dans la phase liquide est donc de 11% environ en volume. Dans les mêmes conditions, I'ajout 0.05% mole du même hydrocarbure liquide conduit à la formation de 26 m3 d'une phase hydrocarbure liquide pour Mmoles de gaz produit. La teneur en eau dans la phase liquide est donc de
19% environ en volume.
Dans les mêmes conditions, I'ajout 0.01% mole du même hydrocarbure liquide conduit à la formation de 5.3 m3 d'une phase hydrocarbure liquide pour moles de gaz produit. La teneur en eau dans la phase liquide est donc de
53% environ en volume.
La quantité d'additif dispersant des hydrates à introduire dans la fraction hydrocarbure liquide doit être ajustée de telle sorte que la teneur en additif par rapport à l'eau produite soit comprise par exemple entre 0.1 et 4% poids. Cette teneur en additif dans la fraction hydrocarbure liquide peut varier en fonction du rapport des phases hydrocarbure liquide et eau. Elle est néanmoins comprise
par exemple entre 0.01 et 4% poids.
Un avantage annexe de ce mode d'introduction est la réduction de
viscosité de l'additif.
Cette invention s'applique principalement au transport des hydrates formés à partir de l'eau et de gaz. Ce gaz, qui peut être du gaz naturel, du gaz de pétrole ou tout autre gaz, peut notamment comprendre par exemple du méthane, de l'éthane, de l'éthylène, du propane, du propène, du n-butane, de 'i-butane,
de l'H2S, du C02 ou encore de l'azote.
Claims (11)
1 - Procédé pour transporter dans une conduite un fluide comprenant au moins une phase gazeuse telle des hydrocarbures gazeux et de l'eau, dans des conditions o des hydrates peuvent se former, les hydrates étant formés à partir de l'eau et du gaz, caractérisé en ce que l'on incorpore au dit fluide un mélange formé par une phase liquide telle une fraction hydrocarbure liquide et un additif en solution dans la phase liquide, la quantité ou proportion de la phase liquide
étant choisie de façon à disperser l'eau liquide présente.
2 - Procédé selon la revendication 1 caractérisé en ce que l'on incorpore au dit fluide une quantité d'hydrocarbure liquide pour que le rapport hydrocarbure
liquide/eau liquide soit compris de préférence entre 1 et 20.
3 - Procédé selon la revendication 1 ou 2 caractérisé en ce que l'on ajoute une quantité d'additif dans la fraction d'hydrocarbure liquide pour obtenir une
concentration comprise entre 0.01 et 4% poids.
4 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que
I'on sépare, au moins en partie, le mélange formé par l'additif et la fraction d'hydrocarbure liquide et on recycle ladite partie de mélange séparée en un
point de la conduite.
- Procédé selon l'une des revendications 1 ou 4 comprenant les étapes
suivantes: (1) on introduit dans la conduite de transport le mélange composé de l'additif dispersant en solution dans ladite fraction hydrocarbure liquide (2) on transporte l'ensemble comportant une phase gazeuse, I'eau contenue dans le fluide, le mélange ajouté et éventuellement des hydrates formés jusqu'à un lieu de traitement, (3) à l'arrivée de la conduite, on sépare l'ensemble de la manière suivante: on sépare au moins en partie la phase gazeuse du reste de l'ensemble comportant la fraction hydrocarbure liquide et les additifs en solution, les hydrates éventuellement formés au cours du transport et l'eau, - on dissocie les hydrates formés pour obtenir une phase gazeuse et une phase aqueuse et on sépare après dissociation, la phase gazeuse, et la phase aqueuse de la phase hydrocarbure liquide comprenant l'additif, (4) on recycle en un point de la conduite au moins une partie de la phase
hydrocarbure liquide comprenant l'additif provenant de l'étape (3).
6 - Procédé selon la revendication 5 caractérisé en ce que dans le cas d'un fluide susceptible de former une fraction d'hydrocarbure liquide en excès par rapport à la quantité d'eau liquide, on sépare la fraction hydrocarbure liquide en deux étapes: o10 -en obtenant à l'issue de la première étape d'une part une suspension ou une émulsion concentrée en eau et une fraction hydrocarbure liquide substantiellement débarrassée d'eau qui est évacuée, et - en séparant au cours d'une deuxième étape l'eau, contenue dans l'émulsion ou la suspension provenant de la première étape, d'une fraction liquide enrichie en additif dispersant et en recyclant au moins en partie la dite fraction
hydrocarbure liquide.
7 - Procédé selon les revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'additif
dispersant est un ester de polyols et d'acide carboxylique, substitué ou non
substitué.
8 - Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce que ledit ester de polyol est formé entre un acide ou un anhydride alkénylsuccinique et un polyalkylèneglycol; et/ou entre un anhydride polyisobuténylsuccinique et un polyéthylèneglycol; et/ou obtenu par action de monoéther de polyalkylèneglycol
et d'anhydride polyisobuténylsuccinique.
9 - Procédé selon les revendications 1 à 6, caractérisé en ce que l'additif
dispersant est un hydroxycarbylamide d'acide carboxylique, substitué ou non
substitué, tel un hydroxycarbylamide aliphatique ou cyclanique et/ou un mono-
ou diéthanolamide d'acide carboxylique comportant de préférence 3 à 36
atomes de carbone.
- Procédé selon les revendications 1 à 9, caractérisé en ce que on utilise un
additif conjointement avec un inhibiteur thermodynamique classique, tels que le
méthanol, ou les glycols.
2735211
11 - Procédé l'une des revendications précédentes, caractérisé en ce que l'on
introduit dans la conduite un mélange formé d'une fraction hydrocarbure liquide et d'un additif rendant la paroi de la conduite mouillable par ladite fraction
hydrocarbure liquide.
12 - Procédé selon la revendication 11, caractérisé en ce que l'additif rendant la paroi de la conduite mouillable par la fraction hydrocarbure liquide est un additif anticorrosion.
1o 13 - Procédé selon l'une des revendications précédentes caractérisé en ce que
l'on injecte une fraction d'hydrocarbure liquide telle une phase hydrocarbure liquide comportant des constituants dont le nombre d'atomes de carbone est compris entre 5 et 30, ou un condensat, ou une coupe de distillation d'un pétrole brut.
14 - Application du procédé selon l'une des revendications précédentes pour
transporter un gaz à condensât ou un pétrole brut avec gaz associé susceptibles
de former des hydrates.
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9506737A FR2735211B1 (fr) | 1995-06-06 | 1995-06-06 | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
| NO962326A NO308677B1 (no) | 1995-06-06 | 1996-06-05 | FremgangsmÕte for transport i en rørledning av et fluid inneholdende minst en gassfase og vann, samt anvendelse av fremgangsmÕten |
| GB9611736A GB2301839B (en) | 1995-06-06 | 1996-06-05 | Method of transporting a fluid such as a dry gas susceptible for the formation of hydrates |
| CA 2178281 CA2178281A1 (fr) | 1995-06-06 | 1996-06-05 | Procede de transport d'un fluide, tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
| US08/659,654 US5816280A (en) | 1995-06-06 | 1996-06-06 | Process for transporting a fluid such as a dry gas likely to form hydrates |
| DK63896A DK63896A (da) | 1995-06-06 | 1996-06-06 | Fremgangsmåde til transport i en ledning af et fluid, der omfatter mindst en gasfase, under forhold hvor der kan dannes hydrater |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9506737A FR2735211B1 (fr) | 1995-06-06 | 1995-06-06 | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| FR2735211A1 true FR2735211A1 (fr) | 1996-12-13 |
| FR2735211B1 FR2735211B1 (fr) | 1997-07-18 |
Family
ID=9479721
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| FR9506737A Expired - Fee Related FR2735211B1 (fr) | 1995-06-06 | 1995-06-06 | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US5816280A (fr) |
| CA (1) | CA2178281A1 (fr) |
| DK (1) | DK63896A (fr) |
| FR (1) | FR2735211B1 (fr) |
| GB (1) | GB2301839B (fr) |
| NO (1) | NO308677B1 (fr) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2755746B1 (fr) * | 1996-11-13 | 1998-12-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede de transport d'un gaz sous pression en presence d'un film liquide |
| US5964093A (en) * | 1997-10-14 | 1999-10-12 | Mobil Oil Corporation | Gas hydrate storage reservoir |
| 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 |
| US7452390B1 (en) | 2002-10-23 | 2008-11-18 | Saudi Arabian Oil Company | Controlled superheating of natural gas for transmission |
| WO2005005567A1 (fr) * | 2003-07-02 | 2005-01-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procede d'inhibition de formation d'hydrates |
| DE10360205A1 (de) * | 2003-12-20 | 2005-07-28 | Enviro-Chemie Gmbh | Verfahren zur Aufbereitung von Glykol/Wasser-Gemischen aus der Erdgasförderung |
| EP1874439A4 (fr) * | 2005-04-07 | 2012-09-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | Recuperation d'inhibiteur d'hydrate cinetique |
| DE602006005712D1 (de) * | 2005-12-06 | 2009-04-23 | Bp Exploration Operating | Verfahren zum rückvergasen einer gashydrataufschlämmung |
| US8436219B2 (en) * | 2006-03-15 | 2013-05-07 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
| WO2007111789A2 (fr) * | 2006-03-24 | 2007-10-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Composition et procédé de production d'une boue d'hydrates d'hydrocarbures pompable avec une forte proportion d'eau |
| GB2447027A (en) * | 2006-09-21 | 2008-09-03 | Statoil Asa | Prevention of solid gas hydrate build-up |
| EP2031044A1 (fr) | 2007-08-29 | 2009-03-04 | Research Institute of Petroleum Industry (RIPI) | Stabilisation d'hydrates gazeux |
| US8469101B2 (en) | 2007-09-25 | 2013-06-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline |
| CA2700361C (fr) | 2007-09-25 | 2015-02-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Procede de gestion des hydrates dans une ligne de production sous-marine |
| US8350236B2 (en) * | 2010-01-12 | 2013-01-08 | Axcelis Technologies, Inc. | Aromatic molecular carbon implantation processes |
| US20120322693A1 (en) | 2010-03-05 | 2012-12-20 | Lachance Jason W | System and method for creating flowable hydrate slurries in production fluids |
| US9068451B2 (en) * | 2010-03-11 | 2015-06-30 | Sinvent As | Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water |
| DK201200561A (en) * | 2010-03-11 | 2012-09-10 | Sinvent As | Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water |
| WO2012027591A2 (fr) * | 2010-08-25 | 2012-03-01 | Massachusetts Institute Of Technology | Objets et méthodes pour la réduction de l'adhésion d'hydrates |
| JP2014531326A (ja) | 2011-08-03 | 2014-11-27 | マサチューセッツ インスティテュート オブ テクノロジー | 衝突液体を操作するための物品、およびそれを製造する方法 |
| AU2011374899A1 (en) | 2011-08-05 | 2014-02-20 | Massachusetts Institute Of Technology | Devices incorporating a liquid - impregnated surface |
| CN104349984A (zh) | 2012-03-23 | 2015-02-11 | 麻省理工学院 | 用于食品包装和食品加工设备的自润滑表面 |
| WO2013141953A2 (fr) | 2012-03-23 | 2013-09-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Surfaces en céramique à base de terres rares encapsulées dans du liquide |
| US20130337027A1 (en) | 2012-05-24 | 2013-12-19 | Massachusetts Institute Of Technology | Medical Devices and Implements with Liquid-Impregnated Surfaces |
| US9625075B2 (en) | 2012-05-24 | 2017-04-18 | Massachusetts Institute Of Technology | Apparatus with a liquid-impregnated surface to facilitate material conveyance |
| EP2861346B1 (fr) | 2012-06-13 | 2016-08-17 | Massachusetts Institute of Technology | Articles et procedes pour léviter des liquides sur des surfaces et dispositifs les contenant |
| SG10201608746WA (en) | 2012-11-19 | 2016-12-29 | Massachusetts Inst Technology | Apparatus and methods employing liquid-impregnated surfaces |
| US20140178611A1 (en) | 2012-11-19 | 2014-06-26 | Massachusetts Institute Of Technology | Apparatus and methods employing liquid-impregnated surfaces |
| US9371917B2 (en) | 2013-04-30 | 2016-06-21 | General Electric Company | Fuel conditioning system |
| US9512700B2 (en) * | 2014-11-13 | 2016-12-06 | General Electric Company | Subsea fluid processing system and an associated method thereof |
| US9988568B2 (en) * | 2015-01-30 | 2018-06-05 | Ecolab Usa Inc. | Use of anti-agglomerants in high gas to oil ratio formations |
| CN106870946B (zh) * | 2017-02-17 | 2023-05-30 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | 一种全橇装化的高压集气站集气系统 |
| FR3092332B1 (fr) | 2019-02-06 | 2021-01-08 | Arkema France | Utilisation d’esteramine pour prévenir agglomération d'hydrates de gaz |
| FR3092331A1 (fr) | 2019-02-06 | 2020-08-07 | Arkema France | Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz |
| CN110410675A (zh) * | 2019-07-22 | 2019-11-05 | 中国石油工程建设有限公司北京设计分公司 | 一种稀释剂加注系统以及稀释剂加注方法 |
| GB2586236B (en) * | 2019-08-12 | 2021-11-24 | Equinor Energy As | Pipeline pig method and apparatus |
| GB2587658B (en) * | 2019-10-04 | 2022-03-16 | Equinor Energy As | Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3644107A (en) * | 1970-03-09 | 1972-02-22 | Phillips Petroleum Co | Method for preventing the formation of hydrates and ice |
| EP0178962A1 (fr) * | 1984-09-07 | 1986-04-23 | Institut Français du Pétrole | Procédé et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
| WO1988010397A1 (fr) * | 1987-06-25 | 1988-12-29 | Kvaerner Engineering A/S | Procede et installation servant au transport d'hydrocarbures sur longue distance a partir d'une source off shore d'hydrocarbures |
| 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 |
| EP0323307A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-05 | Institut Français du Pétrole | Procédé de transport d'un fluide formant des hydrates |
| EP0442767A1 (fr) * | 1990-01-23 | 1991-08-21 | Institut Francais Du Petrole | Procédé et dispositif pour le traitement d'un gaz naturel |
| EP0571257A1 (fr) * | 1992-05-20 | 1993-11-24 | Institut Francais Du Petrole | Procédé pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5244878A (en) * | 1987-12-30 | 1993-09-14 | Institut Francais Du Petrole | Process for delaying the formation and/or reducing the agglomeration tendency of hydrates |
-
1995
- 1995-06-06 FR FR9506737A patent/FR2735211B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1996
- 1996-06-05 NO NO962326A patent/NO308677B1/no unknown
- 1996-06-05 CA CA 2178281 patent/CA2178281A1/fr not_active Abandoned
- 1996-06-05 GB GB9611736A patent/GB2301839B/en not_active Expired - Fee Related
- 1996-06-06 DK DK63896A patent/DK63896A/da not_active Application Discontinuation
- 1996-06-06 US US08/659,654 patent/US5816280A/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3644107A (en) * | 1970-03-09 | 1972-02-22 | Phillips Petroleum Co | Method for preventing the formation of hydrates and ice |
| EP0178962A1 (fr) * | 1984-09-07 | 1986-04-23 | Institut Français du Pétrole | Procédé et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
| WO1988010397A1 (fr) * | 1987-06-25 | 1988-12-29 | Kvaerner Engineering A/S | Procede et installation servant au transport d'hydrocarbures sur longue distance a partir d'une source off shore d'hydrocarbures |
| 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 |
| EP0323307A1 (fr) * | 1987-12-30 | 1989-07-05 | Institut Français du Pétrole | Procédé de transport d'un fluide formant des hydrates |
| EP0442767A1 (fr) * | 1990-01-23 | 1991-08-21 | Institut Francais Du Petrole | Procédé et dispositif pour le traitement d'un gaz naturel |
| EP0571257A1 (fr) * | 1992-05-20 | 1993-11-24 | Institut Francais Du Petrole | Procédé pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO308677B1 (no) | 2000-10-09 |
| CA2178281A1 (fr) | 1996-12-07 |
| GB9611736D0 (en) | 1996-08-07 |
| FR2735211B1 (fr) | 1997-07-18 |
| US5816280A (en) | 1998-10-06 |
| NO962326D0 (no) | 1996-06-05 |
| NO962326L (no) | 1996-12-09 |
| DK63896A (da) | 1997-01-17 |
| GB2301839A (en) | 1996-12-18 |
| GB2301839B (en) | 1999-04-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FR2735211A1 (fr) | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates | |
| FR2735210A1 (fr) | 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 | |
| CA2101799C (fr) | Methode pour reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates dans des effluents de production | |
| EP0323307B1 (fr) | Procédé de transport d'un fluide formant des hydrates | |
| EP0594479B1 (fr) | Procédé pour réduire la tendance à l'agglomération des hydrates dans les effluents de production | |
| EP0368964B1 (fr) | Procede d'extraction de l'eau melangee a un fluide liquide | |
| EP0905350B1 (fr) | Méthode pour transporter des hydrates en suspension dans des effluents de production | |
| EP0789132B1 (fr) | Procédé pour inhiber ou retarder la formation la croissance et/ou l'agglomération des hydrates | |
| CA1174631A (fr) | Procede de valorisation d'huiles lourdes | |
| FR2792997A1 (fr) | Formulation d'additifs pour ameliorer le transport d'effluents petroliers susceptibles de contenir des hydrates et procede utilisant cette formulation | |
| FR3044321A1 (fr) | Composition pour limiter la formation et/ou l'agglomeration d'hydrates de gaz | |
| CA3160607A1 (fr) | Procede d'extraction d'une huile brute avec injection de resine | |
| CA2208567C (fr) | Methode pour reduire la tendance a l'agglomeration des hydrates dans les effluents de production contenant des huiles paraffiniques | |
| OA11690A (fr) | Procédé de désacidification des pétroles bruts et dispositif pour sa mise en oeuvre. | |
| FR2771445A1 (fr) | Procede pour retarder la croissance et/ou l'agglomeration d'hydrates dans un effluent de production | |
| FR3092332A1 (fr) | Utilisation d’esteramine pour prévenir agglomération d'hydrates de gaz | |
| FR2767068A1 (fr) | Procede pour retarder la croissance et/ou l'agglomeration d'hydrates dans un effluent de production | |
| EP1676896A1 (fr) | Méthode pour transporter des hydrates en suspension dans des effluents de production utilisant un additif non-polluant | |
| FR3092331A1 (fr) | Composition pour prévenir l'agglomération d'hydrates de gaz | |
| FR2767067A1 (fr) | Procede permettant d'inhiber la formation et de retarder la croissance et/ou l'agglomeration d'hydrates dans un effluent de production | |
| FR2744459A1 (fr) | Methode pour inhiber ou retarder la formation, la croissance et/ou l'agglomeration des hydrates | |
| BE590123A (fr) | ||
| FR2961551A1 (fr) | Methode de transport d'hydrocarbures avec inhibition de la formation ou de la croissance des hydrates |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| ST | Notification of lapse |
Effective date: 20090228 |