FR2914684A1 - Procede de recyclage d'agents retardateurs de formation d'hydrates - Google Patents
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Abstract
L'invention concerne un procédé de régénération et de concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates, comprenant les étapes suivantes :- fourniture d'un mélange initial comprenant des hydrocarbures, de l'eau et un agent retardateur de formation d'hydrates ;- séparation du mélange initial en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures, et en une fraction aqueuse comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ;- traitement de la fraction aqueuse et récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré.Application à un procédé de production d'hydrocarbures.
Description
PROCEDE DE RECYCLAGE D'AGENTS RETARDATEURS DE FORMATION D'HYDRATES DOMAINE
DE L'INVENTION La présente invention concerne un procédé de recyclage, c'est-à-dire de récupération, régénération et concentration, d'agents retardateurs de formation d'hydrates, ainsi qu'un procédé de production d'hydrocarbures mettant en œuvre ce procédé de recyclage.
ARRIERE-PLAN TECHNIQUE Les hydrates de gaz (ou hydrates) sont des solides cristallins ayant l'apparence de glace ou de neige compacte. Ils sont constitués par des molécules d'eau formant, par liaisons hydrogène, des cages dans lesquelles sont piégées des molécules de gaz. Les molécules de gaz susceptibles de participer à la formation d'hydrates sont notamment les hydrocarbures légers, le sulfure d'hydrogène, le dioxyde de carbone, le diazote. Dans le cadre de la production d'hydrocarbures, on est amené à transporter par pipeline, parfois sur de longues distances, un effluent qui contient des hydrocarbures liquides et / ou gazeux, de l'eau et divers autres gaz. A une composition d'effluent donnée correspond un diagramme thermodynamique de stabilité des hydrates selon la température et la pression. De manière générale, une haute pression et une basse température favorisent la formation des hydrates. Le plus souvent, les hydrates sont susceptibles de se former dans les conditions d'opération usuelles. Ceci constitue un problème bien connu dans le domaine de la production d'hydrocarbures, puisque la formation d'hydrates a pour conséquence l'apparition de
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blocs solides pouvant rapidement conduire à la formation de bouchons. Le problème est particulièrement aigu dans les environnements froids : cas de la production sous-marine ou dans les régions terrestres froides.
Plusieurs méthodes sont couramment utilisées pour limiter, prévenir ou empêcher la formation d'hydrates. Il existe notamment des méthodes dites physiques, qui consistent par exemple à déshydrater ou sécher l'effluent pour ôter l'eau présente, ou encore à isoler thermiquement et/ou chauffer les conduites de transport, pour se placer dans des conditions dans lesquelles les hydrates ne peuvent pas exister. Toutefois ces procédés sont complexes et coûteux à mettre en œuvre. D'autres méthodes sont dites chimiques et consistent en l'injection d'un ou plusieurs composés chimiques dans l'effluent. Ainsi il est connu d'injecter des inhibiteurs thermodynamiques, tels que le méthanol ou autres alcools, ou le mono-éthylène glycol ou autres glycols, qui ont un effet de type antigel sur les hydrates. Toutefois, ces inhibiteurs thermodynamiques doivent être injectés à forte dose (plusieurs dizaines de % massique par rapport à l'eau présente dans l'effluent pétrolier). Pour pallier cet inconvénient, une autre catégorie de méthodes chimiques a été développée, qui repose sur l'utilisation d'inhibiteurs à faible dose (appelés LDHI pour low dose hydrate inhibitors ). Parmi ceux-ci, on compte les agents retardateurs de formation d'hydrates (connus dans le domaine sous le nom de KHI, pour kinetic hydrate inhibitors ) et les anti-agglomérants. Les anti-agglomérants sont des tensioactifs ; ils n'évitent pas la formation des cristaux d'hydrates mais empêchent leur croissance et leur agglomération : les hydrates sont donc transportés sous forme de boue ou de laitier ( slurry ). Les agents retardateurs de formation d'hydrates sont de préférence constitués d'une matière active et d'un solvant. Pour ce qui est de la matière active, il s'agit de préférence de polymères généralement hydrosolubles. Le solvant est quant à lui généralement de type glycol ou
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alcool lourd. Les agents retardateurs de formation d'hydrates permettent de retarder la formation des hydrates, notamment en inhibant l'étape de nucléation préalable à l'étape de croissance cristalline ; en adaptant la quantité d'agent retardateur aux conditions de température et pression et au temps de transit de l'eau dans les conduites à l'intérieur de la zone de stabilité des hydrates, on fait en sorte qu'à l'arrivée aux installations réceptrices et de traitement des effluents, les germes d'hydrates n'aient pas atteint leur taille critique. Les agents retardateurs de formation d'hydrates, tout comme les anti-agglomérants, sont injectés au niveau du puits (fond ou tête) ou au niveau du manifold. A l'issue du transport, et après séparation de l'effluent en une fraction huile et en une fraction eau, ces composés chimiques se retrouvent essentiellement dans l'eau. L'eau est ensuite rejetée (ou réinjectée directement), et les composés chimiques également. Les inhibiteurs à faible dose sont donc utilisés à perte , ce qui peut avoir un impact important d'une part sur le coût de production étant donné le prix de revient de ces composés, et d'autre part sur l'environnement en cas de rejet. I:l existe donc un réel besoin de concevoir un procédé de production d'hydrocarbures dans lequel la formation d'hydrates est efficacement retardée, mais avec une moindre consommation d'agent retardateur.
RES.UME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé de régénération et de concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates, comprenant les étapes suivantes : - fourniture d'un mélange initial comprenant des hydrocarbures, de l'eau et un agent retardateur de formation d'hydrates ; - séparation du mélange initial en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures, et en une fraction aqueuse
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comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; traitement de la fraction aqueuse et récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré. Selon un mode de réalisation, l'agent retardateur de formation d'hydrates comprend une matière active, en particulier un polymère ou copolymère hydrosoluble choisi parmi le groupe constitué par les polyvinyllactames, notamment la polyvinylpyrrolidone et le pal yvinylcaprolactame, les dérivés de polyvinylméthacrylates, notamment le poly(2-(diméthylamino) éthylméthacrylate, les dérivés amides de terpolymères de l'anhydride maléique, les polyesteramides hyperbranchés et leurs mélanges. Selon un mode de réalisation, l'agent retardateur de formation d'hydrates comprend également un solvant, de préférence choisi parmi le groupe constitué par les glycols, les alcools lourds, les éthers et leurs mélanges.
Selon un mode de réalisation, la matière active de l'agent retardateur de formation d'hydrates représente entre 10 et 50% en masse de l'agent retardateur de formation d'hydrates. Selon un mode de réalisation, l'agent retardateur de formation d'hydrates représente : de 0,1 à 5 %, de préférence de 1 à 3 %, de la masse de la fraction aqueuse ; plus de 20 %, de préférence plus de 40 %, de la masse de la solution concentrée.
Selon un mode de réalisation, le traitement de la fraction aqueuse comprend une distillation de la fraction aqueuse. Selon un mode de réalisation, la distillation est effectuée à une température et à une pression auxquelles les hydrates de gaz ne sont pas thermodynamiquement stables. Selon un mode de réalisation, la distillation est effectuée à une température inférieure à la température de
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dégradation de l'agent retardateur de formation d'hydrates, de préférence à une température comprise entre 40 et 95 C ou entre 45 et 80 C. Selon un mode de réalisation, la distillation est effectuée à une pression absolue inférieure à la pression atmosphérique, de préférence à une pression absolue comprise entre 70 et 500 mbar. Selon un mode de réalisation, l'agent retardateur de formation d'hydrates subit la distillation pendant un temps suffisant pour permettre sa régénération, de préférence pendant au moins une heure. Selon un mode de réalisation, le traitement de la fraction aqueuse comprend les sous-étapes suivantes : - distillation de la fraction aqueuse à une température T1 et à une pression absolue P1 en fond de colonne ; - soutirage d'une solution intermédiaire d'agent retardateur de formation d'hydrates ; - distillation de la solution intermédiaire d'agent retardateur de formation d'hydrates à une température T2 et à une pression absolue P2 en fond de colonne ; dans lequel la pression P1 est supérieure à la pression P2 et la température T1 est supérieure à la température T2. Selon un mode de réalisation : - la pression P1 est comprise entre 250 et 350 mbar, de préférence est d'environ 300 mbar ; la température T1 est comprise entre 60 et 80 C, de préférence est d'environ 70 C ; la pression P2 est comprise entre 75 et 150 mbar, de préférence est d'environ 100 mbar ; - la température T2 est comprise entre 40 et 60 C, de préférence est d'environ 50 C.
L'invention a également pour objet un procédé de production d'hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes :
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(a) fourniture d'un effluent comprenant des hydrocarbures et de l'eau ; (b) injection dans l'effluent d'une solution comprenant un agent retardateur de formation d'hydrates ; (c) transport de l'effluent dans une ou des conduites de transport ; (d) séparation de l'effluent en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures et en une fraction aqueuse comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; (e) traitement de la fraction aqueuse et récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré ; (f) récupération de la fraction hydrocarbonée ; dans lequel la solution de l'étape (b) est fournie au moins en partie par la solution concentrée de l'étape (e). Selon un mode de réalisation, le traitement de l'étape (e) est tel que décrit ci-dessus. Selon un mode de réalisation, l'agent retardateur de formation d'hydrates est tel que décrit ci-dessus. Selon un mode de réalisation, l'effluent d'hydrocarbures est du gaz naturel.
Selon un mode de réalisation, l'effluent d'hydrocarbures est un pétrole brut de production. Selon un mode de réalisation, la fraction hydrocarbonée de l'étape (f) subit un ou plusieurs traitements ultérieurs choisis parmi la stabilisation, la désacidification, le séchage, la séparation en fractions et la liquéfaction. Selon un mode de réalisation, la fourniture de l'effluent de l'étape (a) comprend l'extraction à partir d'un puits.
Selon un mode de réalisation, l'extraction s'effectue à partir d'une plate-forme off-shore et les conduites de transport de l'étape (c) sont des conduites sous-marines.
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Selon un mode de réalisation, de l'eau est injectée dans le puits pour permettre l'extraction, puis majoritairement séparée de l'effluent d'hydrocarbures avant l'étape (b).
Selon un mode de réalisation, l'étape (c) se subdivise en les sous-étapes suivantes . (cl) transport de l'effluent dans une première portion des conduites de transport ; (c2) séparation de l'effluent en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures et en une fraction aqueuse, comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; (c3) distillation de la fraction aqueuse ; (c4) récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré ; (c5) injection dans la fraction hydrocarbonée d'une solution comprenant un agent retardateur de formation d'hydrates pour reformer l'effluent ; (c6) transport de l'effluent dans une deuxième portion des conduites de transport ; dans lequel la solution de l'étape (c5) est fournie au moins en partie par la solution concentrée de l'étape (c4). La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement un procédé permettant de produire des hydrocarbures en retardant efficacement la formation d'hydrates, avec une moindre consommation d'agent retardateur.
Ceci est accompli grâce à la découverte et à la mise au point d'une technique de régénération et de concentration des agents retardateurs de formation d'hydrates. Ainsi, en fin de transport des hydrocarbures de production, on sépare les hydrocarbures d'une part et l'eau contenant l'agent retardateur d'autre part. Cette seconde partie n'est pas rejetée mais est régénérée, de préférence thermiquement, c'est-à-dire que les germes d'hydrates qui ont pu se former sont détruits et que l'agent retardateur
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est ainsi remis en condition pour pouvoir à nouveau être injecté en amont. L'agent retardateur circule ainsi en boucle. De la sorte, on minimise considérablement les pertes d'agent retardateur, ce qui est avantageux sur le plan économique mais aussi sur le plan environnemental puisqu'il n'y a plus de rejet d'agent retardateur dans l'environnement, potentiellement polluant et toxique. Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également les caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. - Une simulation technico-économique a permis d'estimer que le présent procédé présente des coûts d'investissement (CAPEX) supérieurs à ceux du procédé classique où l'agent retardateur est consommé à perte, mais présente des coûts de fonctionnement (OPEX) inférieurs. Le bilan est nettement favorable au présent procédé dès les toutes premières années d'exploitation. - La même simulation technico-économique a permis d'estimer que le présent procédé présente des coûts d'investissement (CAPEX) inférieurs à ceux d'un autre procédé classique qui consiste à utiliser un inhibiteur thermodynamique à haute dose (mono- éthylène glycol), ce procédé classique comprenant une régénération de l'inhibiteur coûteuse étant donné l'importance quantitative des flux à traiter, et le présent procédé offre également des coûts de fonctionnement (OPEX) inférieurs. Le bilan est nettement favorable au présent procédé dès les toutes premières années d'exploitation.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La Figure 1 est un schéma général du procédé de récupération d'agent retardateur de formation d'hydrates selon l'invention. La Figure 1' est un schéma général du procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention.
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La Figure 2 est un schéma d'un mode de réalisation du procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention dans le cas de la production de gaz naturel. La Figure 3 est un schéma d'un mode de réalisation du procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention dans le cas de la production de pétrole brut. La Figure 4 est un schéma d'un mode de réalisation d'une unité de traitement utilisée pour l'invention (distillation à un étage).
La Figure 5 est un schéma d'un mode de réalisation d'une unité de traitement utilisée pour l'invention (distillation à deux étages).
DESCRIPTION DE MODES DE REALISATION DE L'INVENTION L'invention est maintenant décrite plus en détail et de façon non limitative dans la description qui suit.
Description schématique générale des procédés selon l'invention En faisant référence à la Figure 1, le procédé de régénération et concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates selon l'invention comprend les étapes suivantes : - la fourniture d'un mélange initial comprenant des hydrocarbures, de l'eau et un agent retardateur de formation d'hydrates, via une ligne d'amenée 2 ; - la séparation de ce mélange initial au sein d'une unité de séparation 3, d'une part en une fraction hydrocarbonée (ligne 4) comprenant la majeure partie des hydrocarbures, et en une fraction aqueuse (ligne 5) comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; - le traitement de la fraction aqueuse au niveau d'une unité de traitement 6, aboutissant à la séparation entre d'une part l'eau excédentaire (ligne 7) et d'autre part une solution concentrée
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en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré (ligne 8), qui est récupérée. La fraction hydrocarbonée soutirée au niveau de la ligne 4 peut être une fraction liquide ou gazeuse, ou encore un ensemble d'une fraction liquide et d'une fraction gazeuse. La ligne 4 peut donc comprendre plusieurs branches appropriées. Par l'expression la fraction hydrocarbonée comprend la majeure partie des hydrocarbures , on entend que la fraction hydrocarbonée comprend plus de 50%, de préférence plus de 80%, de manière plus particulièrement préférée plus de 90%, de manière tout particulièrement préférée plus de 95%, idéalement plus de 99%, en masse, des hydrocarbures présents dans le mélange initial. La fraction hydrocarbonée peut comprendre une part résiduelle d'eau et d'agent retardateur de formation d'hydrates. Par l'expression la fraction aqueuse comprend la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates , on entend que la fraction aqueuse comprend plus de 50%, de préférence plus de 80%, de manière plus particulièrement préférée plus de 90%, de manière tout particulièrement préférée plus de 95%, idéalement plus de 99%, en masse, d'une part de l'eau présente dans le mélange initial et d'autre part de l'agent retardateur de formation d'hydrates présent dans le mélange initial. La fraction aqueuse peut comprendre une part résiduelle d'hydrocarbures. Par solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates , on entend que la concentration de l'agent retardateur dans la solution récupérée est supérieure à la concentration de l'agent retardateur dans la fraction aqueuse. Par agent retardateur de formation d'hydrates , on entend un composé chimique désigné dans le domaine sous le nom de KHI ( kinetic hydrate inhibitor ), c'est-à-dire une substance capable de retarder, de ralentir la formation des hydrates de gaz, c'est-à-dire leur nucléation et / ou leur croissance. Ainsi, un agent retardateur de formation
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d'hydrates peut être tout composé susceptible d'inhiber la phase de germination des hydrates par interaction directe avec les germes, ou nuclei, en augmentant la taille critique que ces nuclei doivent atteindre et donc en augmentant la barrière d'activation énergétique de formation des germes. Un agent retardateur de formation d'hydrates peut également être un produit susceptible de retarder la croissance cristalline par adsorption sur la surface cristalline ou par insertion dans le réseau cristallin. Par agent retardateur de formation d'hydrates régénéré , on entend un agent retardateur de formation d'hydrates présentant une aptitude au retardement de la formation d'hydrates. Par régénération d'agent retardateur de formation d'hydrates, on entend l'accroissement de l'aptitude de l'agent au retardement de la formation d'hydrates. Par exemple, dans le cas où l'agent retardateur de formation d'hydrates a précédemment interagi avec des hydrates (notamment dans le mélange initial), la régénération comprend la remise en condition de l'agent par déstabilisation des interactions entre l'agent et les hydrates. Notamment, l'agent régénéré peut être dans un état physico-chimique tel qu'il est substantiellement sans interaction avec les hydrates.
Un agent régénéré présente alors une aptitude au retardement de la formation d'hydrates sensiblement égale à l'aptitude initiale qu'il avait lors de sa première injection dans le système pétrolier. La régénération a pour but de lui redonner sensiblement cette aptitude initiale pour laquelle son taux d'injection a été déterminé. La performance de l'agent régénéré est sensiblement identique à celle qu'il avait lors de sa première injection, à quantité égale. Il est entendu que l'aptitude au retardement de la formation d'hydrates est comprise par rapport à une même quantité donnée d'inhibiteurs. Si la solution récupérée contient une quantité inférieure d'inhibiteurs par rapport à la quantité initiale, il est entendu que la performance de la quantité
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d'inhibiteur régénéré sera inférieure à celle de départ, du fait de la réduction de la quantité. L'agent retardateur de formation d'hydrates comprend de préférence une matière active et un solvant.
La matière active de l'agent retardateur de formation d'hydrates peut être un polymère hydrosoluble. En particulier, la matière active peut être choisie parmi les familles de polymères déjà commercialisées à ce jour comme par exemple les polyvinyllactames (polyvinylpyrrolidone, polyvinylcaprolactame), les dérivés de polyvinylméthacrylates (poly(2-(diméthylamino) éthylméthacrylate), les dérivés amides de terpolymères de l'anhydride maléique, les polyesteramides hyperbranchés (hybranes). L'agent retardateur peut être un homopolymère ou peut être un polymère contenant plusieurs groupes fonctionnels séquencés, ou peut être un mélange de plusieurs agents retardateurs. L'efficacité de ces agents retardateurs peut être augmentée par l'ajout de produits dits synergétiques, comme par exemple le butyl glycol ether ou le bromure de tétrabutyl ammonium. Traditionnellement, la matière active est formulée dans un solvant généralement miscible à l'eau, notamment choisi parmi le groupe constitué par les glycols, c'est-à-dire les molécules organiques comprenant au moins deux fonctions alcool (par exemple le mono-éthylène glycol), les alcools lourds, c'est-à-dire les alcools comprenant plus de 4 atomes de carbone (par exemple 2-butoxyéthanol, 2-éthylhexanol,) les éthers (par exemple butyl-glycol-éther) et leurs mélanges. De manière avantageuse, le solvant est miscible à l'eau et possède un point d'ébullition supérieur à celui de l'eau. Dans ce cas, le procédé susmentionné permet de transférer la majeure partie (au sens énoncé ci-dessus) à la fois de la matière active et du solvant dans la fraction aqueuse lors de la séparation. La solution concentrée récupérée comprend également la matière active et le solvant, sous forme plus concentrée que dans la fraction aqueuse. De préférence le rapport entre d'une part la
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proportion massique de matière active par rapport au solvant dans le mélange initial, et d'autre part la proportion massique de matière active par rapport au solvant dans la solution concentrée récupérée, est compris entre 0,5 et 2, plus particulièrement entre 0,7 et 1,5, voire entre 0,9 et 1,1, et idéalement est sensiblement égal à 1. Dans ce dernier cas, la matière active et le solvant sont récupérés et concentrés avec une efficacité sensiblement égale.
L'unité de traitement 6 est adaptée pour concentrer et régénérer l'agent retardateur de formation d'hydrates. Selon un mode de réalisation préféré, il s'agit d'une unité de distillation. En effet, la distillation est une technique robuste et efficace qui permet simultanément d'une part de séparer partiellement l'eau de l'agent retardateur, de sorte à concentrer l'agent retardateur, et d'autre part de régénérer l'agent retardateur, dans la mesure où les conditions de température et de pression de la distillation détruisent les germes d'hydrates (petits cristaux ou agrégats de pré-nucléation). La technique de distillation n'est pas affectée par la présence éventuelle de gaz acides dans le mélange. Toutefois, l'unité de traitement 6 peut également comprendre tous autres moyens de récupération et de concentration connus de l'homme du métier, notamment des moyens de séparation membranaire, de séparation cryogénique, de précipitation, en combinaison avec la distillation ou en remplacement de celle-ci. Dans ce cas, l'unité 6 contient du surcroît des moyens de chauffage afin de permettre la régénération de l'agent retardateur. Le procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention met en oeuvre le procédé de régénération et de concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates selon l'invention.
En faisant référence à la Figure 1', un procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention comprend schématiquement les étapes suivantes :
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la fourniture d'un effluent d'hydrocarbures, notamment par l'extraction d'hydrocarbures au niveau d'un site d'extraction ou gisement 1, comprenant notamment un puits ; l'injection dans l'effluent d'une solution comprenant un agent retardateur de formation d'hydrates ; le transport de l'effluent dans des conduites de transport 2', jusqu'à des unités de traitement aval ; une séparation de l'effluent au niveau d'une unité de séparation 3, entre d'une part une fraction hydrocarbonée (ligne 4), et d'autre part une fraction aqueuse (ligne 5) ; 15 le traitement de la fraction aqueuse au niveau d'une unité de traitement 6 (notamment unité de distillation), aboutissant à la séparation entre d'une part l'eau excédentaire (ligne 7), qui peut être rejetée (éventuellement après un traitement 20 supplémentaire), et d'autre part une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré, qui est ramenée par des conduites de transport inverses 8' jusqu'au site d'extraction 1 ou jusqu'à une portion initiale des 25 conduites de transport 2'. L'effluent d'hydrocarbures est un fluide essentiellement gazeux ou essentiellement liquide, qui contient des hydrocarbures maïs aussi une portion d'eau et éventuellement d'autres constituants (gaz acides, 30 mercaptans...). Comme cela a été décrit ci-dessus, la fraction hydrocarbonée soutirée au niveau de la ligne 4 peut être une fraction liquide ou gazeuse, ou encore un ensemble d'une fraction liquide et d'une fraction gazeuse. La ligne 35 4 peut donc comprendre plusieurs branches appropriées. La solution comprenant l'agent retardateur de formation d'hydrates qui est injectée dans l'effluent provient en tout ou en partie de la solution recyclée
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amenée par les conduites de transport inverses 8', et éventuellement en partie d'un appoint 8bis d'agent retardateur de formation d'hydrates pour compenser d'éventuelles pertes (dues à des fuites ou à des séparations imparfaites). Par exemple, la proportion massique de l'agent retardateur provenant de la solution récupérée, par rapport à la quantité totale d'agent retardateur injectée dans l'effluent, est supérieure à 50%, de préférence supérieure à 75%, particulièrement supérieure 85%, plus particulièrement supérieure à 90%, et idéalement supérieure à 95%. Dans le cas où le solvant n'est pas recyclé et concentré dans les mêmes proportions que la matière active, il peut être utile de régler en conséquence les paramètres de l'appoint 8bis de telle sorte que la proportion de matière active par rapport au solvant reste sensiblement constante dans les conduites de transport 2'. Par exemple, on peut réaliser un apport supplémentaire de solvant si la proportion de solvant recyclé est inférieure à la proportion de matière active recyclée. Sur le site d'extraction 1, de l'eau peut être injectée de manière connue de l'homme du métier, pour permettre l'extraction en conditions non éruptives. Cette eau de production peut alors être récupérée en sortie de l'unité de traitement 6 sous forme d'eau excédentaire, mais elle peutégalement être retirée dès la sortie du site d'extraction 1 et avant le transport. Dans ce cas, il reste malgré tout de l'eau dans l'effluent, ne serait-ce que sous forme de vapeur, susceptible de se condenser au cours du transport. Le site d'extraction 1 peut être un site d'extraction off-shore, à partir d'une plate-forme, auquel cas les lignes de transport 2' sont au moins en partie sous- marines. La nature de l'agent retardateur de formation d'hydrates et sa quantité dans l'effluent d'hydrocarbures doivent être adaptées en fonction de la composition de
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l'effluent (en particulier de sa teneur en eau), des conditions de température et de pression et de la longueur (ou durée) du transport. L'homme du métier sait choisir le meilleur mode opératoire en fonction de l'ensemble de ces paramètres. De façon générale, on choisit d'injecter de 0,1 à 5 %, de préférence de 1 à 3 % (en masse) d'agent retardateur de formation d'hydrates par rapport à la teneur en eau de l'effluent transporté. La proportion massique de matière active par rapport au solvant dans l'agent retardateur de formation d'hydrates est par exemple comprise entre 10% et 50% (en masse). En outre, dans des conditions défavorables (par exemple en cas de transport sur de longues distances), il est possible de prévoir des installations de séparation et de traitement supplémentaires, situées en position intermédiaire sur le trajet des conduites de transport, pour concentrer et régénérer l'agent retardateur selon la description ci-dessus. L'agent ainsi concentré et régénéré peut alors être réinjecté dans l'effluent immédiatement en aval de ces installations supplémentaires, et fournir au moins une partie de l'agent retardateur nécessaire pour le restant du transport (éventuellement en complément avec un appoint d'agent retardateur). L'agent retardateur est ensuite à nouveau régénéré et concentré à la fin du parcours, pompé et réinjecté en début de parcours, comme cela a été décrit ci-dessus. Il faut noter que l'invention permet de récupérer au moins en partie, et conjointement avec l'agent retardateur de formation d'hydrates, d'autres substances chimiques injectées aux effluents produits, et plus particulièrement les substances chimiques qui sont au moins partiellement solubles dans l'eau. Par exemple, un agent anti-corrosion peut être récupéré au moins partiellement conjointement avec l'agent retardateur de formation d'hydrates (dans la solution concentrée). Dans le cadre du procédé de production d'hydrocarbures, cette portion récupérée d'agent anti-corrosion peut être également recyclée et réinjectée en début de transport de sorte à minimiser l'apport d'agent
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anti-corrosion nouveau. A titre d'exemple d'agents anticorrosion susceptibles d'être ainsi recyclés, on peut citer les amines quaternaires ou les imidazolines.
Procédé de production d'hydrocarbures selon l'invention appliqué à la production de gaz naturel et à la production de brut Le schéma général de la Figure 1' peut s'appliquer aussi bien dans le cas de la production de gaz naturel que dans le cas de la production de brut. En faisant référence à la Figure 2, dans le cas du gaz naturel (exploitation off-shore), l'écoulement dans les lignes sous-marines 2' est polyphasique (schéma dit wet ). Il s'ensuit que les écoulements ne sont pas toujours réguliers et que les liquides (eau et hydrocarbures) peuvent arriver à terre par paquets appelés bouchons qui perturbent le fonctionnement des installations de traitement. Il est donc installé à l'arrivée à terre un piège à bouchons liquides 3a ( slug catcher ) dont la fonction est de stocker les bouchons à leur arrivée et de les écouler doucement à hauteur des capacités de traitement des équipements en aval. Il se présente comme un râteau de tuyaux de fort diamètre et dont le volume total atteint plusieurs milliers de m3. La séparation liquide/vapeur primaire a lieu dans ce dispositif, qui fait donc partie de l'unité de séparation 3. Une vapeur d'hydrocarbures (ligne 4a) est donc récupérée en sortie. Les liquides sont détendus, réchauffés dans un récupérateur de chaleur 9 et arrivent dans un séparateur triphasique 3b (qui fait également partie de l'unité de séparation 3), où la vapeur de flash (ligne 4c), les hydrocarbures liquides (ligne 4b) et la fraction aqueuse (ligne 5) sont séparés. L'ensemble de la vapeur d'hydrocarbures (ligne 4a), de la vapeur de flash (ligne 4c) et des hydrocarbures Liquides (ligne 4b) forme la fraction hydrocarbonée (ligne 4) susmentionnée. La fraction aqueuse (ligne 5) qui contient l'agent retardateur de formation d'hydrates est dirigée vers l'unité de traitement 6, qui est ici une unité de distillation. La
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solution d'agent retardateur régénéré (ligne 8') est pompée par une pompe 10 et renvoyée vers la plateforme ou plus généralement vers le site d'extraction 1 pour une nouvelle utilisation. L'eau excédentaire 7 séparée est réinjectée ou envoyée au traitement des eaux avant rejet à la mer. Les hydrocarbures liquides (ligne 4b) issus du séparateur triphasique 3b sont appelés condensats. Ils contiennent une petite partie d'eau résiduelle qui est séparée dans un coalesceur électrostatique 11.
Le principe du coalesceur électrostatique 11 est basé sur le passage du brut entre des plaques entre lesquelles est maintenue une forte différence de potentiel. Le champ électrostatique ainsi obtenu polarise les gouttelettes de l'eau résiduelle qui se comportent comme de petits dipôles qui s'attirent et coalescent. Les gouttes grossissent et tombent par gravité au fond du coalesceur électrostatique où elles sont recueillies (ligne 14). L'eau ainsi récupérée peut éventuellement être combinée avec la fraction aqueuse de la ligne 5.
Les hydrocarbures issus du coalesceur électrostatique sont stabilisés dans une colonne de stabilisation des condensats 12. On entend par stabilisation l'opération qui consiste à chasser les gaz dissous dans les condensats afin d'éviter leur dégazage dans les tankers ou dans les pipelines pendant le transport. Les condensats sont récupérés par une ligne 13. Les gaz produits au cours de la stabilisation (ligne 15) et la vapeur de flash (ligne 4c) sont comprimés dans un compresseur 16 et mélangés au flux principal de gaz (la vapeur d'hydrocarbures de la ligne 4a) qui est envoyé aux divers traitements nécessaires (lavage aux amines, séchage, dégazolinage ou liquéfaction). En faisant référence à la Figure 3, dans le cas de la production de brut, le brut, le gaz et l'eau associés sortent du puits et, dans le cas d'une exploitation off- shore, s'écoulent vers la terre par les lignes sous-marines 2'. Le traitement du brut consiste le plus souvent en une série de trois flashs à des pressions décroissantes dans le
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but. de dégazer le brut (le stabiliser) afin de prévenir tout dégazage dans les tankers pendant le transport. Les mêmes séparateurs sont utilisés pour séparer l'eau. A l'arrivée à terre, l'effluent est détendu et introduit dans un premier séparateur triphasique 3a' où le gaz (ligne 4a'), l'eau (ligne 5a) et le brut sont séparés sous pression. Le brut est à nouveau détendu et introduit dans un second séparateur triphasique 3b où le gaz flashé (ligne 4c), le brut (ligne 4b) et l'eau restante (ligne 5b) sont séparés. L'eau résiduelle (ligne 14) est séparée du brut de la ligne 4b dans un coalesceur électrostatique 11. Le brut sans eau liquide est flashé à pression atmosphérique dans le ballon de flash final 12' afin de chasser les gaz résiduels (ligne 15') et achever la stabilisation. On récupère en sortie un brut prêt au stockage 13'. Dans ce schéma l'unité de séparation 3 est constituée par le premier séparateur triphasique 3a' et le second séparateur triphasique 3b ; et la fraction hydrocarbonée 4 est récoltée dans les lignes 4a', 4c et 15. Les gaz issus des deux derniers étages de séparation liquide/vapeur (lignes 4c et 15') sont comprimés dans le compresseur 16 et mélangés au flux principal de gaz (ligne 4a') issu du premier séparateur 3a'.
L'eau provenant des séparateurs et éventuellement du coalesceur électrostatique (lignes 5a et 5b et éventuellement 14) est collectée pour former la fraction aqueuse 5 et acheminée vers l'unité de distillation 6. La solution d'agent retardateur de formation d'hydrates régénérée (ligne 8') est pompée par la pompe 10 et renvoyée en mer pour une nouvelle utilisation dans le transport. L'eau séparée (ligne 7) est envoyée au traitement des eaux avant rejet dans la mer. Le schéma de production de brut de brut peut également comprendre un piège à bouchons liquides qui prendrait la place du premier séparateur.
Unité de distillation à un étage R:\Brevets\26300\26395--070402-textedepot.doc- 2 avril 2007
En faisant référence à la Figure 4, on décrit ici une unité de distillation 6 à un seul étage et son fonctionnement, unité qui est appropriée pour la mise en oeuvre à la fois du procédé de régénération et de concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates et de celui de production d'hydrocarbures. Une ligne d'amenée de fraction aqueuse 21 (correspondant à la ligne 5 dans les Figures 1 et 1') alimente une colonne de distillation 22, qui peut être d'un type usuel et notamment être équipée de contacteurs éventuellement à plateaux, de préférence à garnissages idéalement structurés et capables de travailler à une pression inférieure à la pression atmosphérique. Un rebouilleur 23 est prévu en fond de colonne pour assurer l'apport d'énergie thermique nécessaire d'une part à 1a distillation et d'autre part à la régénération de l'agent retardateur d'hydrates. La colonne de distillation 22 assure une séparation entre l'eau d'une part et une solution concentrée et régénérée de l'agent retardateur d'hydrates. La température du rebouilleur dépend de la pression de consigne de la colonne de distillation ; elle est généralement comprise entre 40 C et 95 C. La température minimum assurant la régénération de l'agent retardateur d'hydrates est de l'ordre de 20 C. Dans la pratique, la température du rebouilleur sera déterminée en fonction de ces deux contraintes. Le temps de séjour de l'eau dans le rebouilleur assurant la régénération de l'agent retardateur d'hydrates sera déterminé par l'homme du métier en fonction de la température de fonctionnement du rebouilleur. En tête de colonne est branchée une ligne de collecte de vapeur 24, qui alimente un moyen de refroidissement 25. En sortie du moyen de refroidissement 25, une ligne intermédiaire 26 amène les vapeurs refroidies dans un ballon séparateur 27. Le moyen de refroidissement 25 peut être d'un type usuel, notamment : aéro-réfrigérant, condenseur à eau de l'un des types suivants : tubulaire, spirale, à plaques.
R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depot.doc- 2 avril 2007 21 2914684 Le ballon séparateur 27 est de préférence connecté par une ligne d'aspiration 32 à un système d'aspiration 33, qui assure de préférence un vide partiel dans l'ensemble de l'unité de distillation, c'est-à-dire une pression 5 inférieure à la pression atmosphérique. Le système d'aspiration 33 peut être d'un type usuel, par exemple à éjecteur, à pompe à vide à palettes, centrifuge ou de type Roots seul ou en combinaison. Une partie de la matière vaporisée dans la colonne de 10 distillation 22 (de l'eau principalement, éventuellement quelques traces d'hydrocarbures), est donc aspirée par le système d'aspiration 33. En sortie du ballon séparateur 27 est prévue une ligne de soutirage de liquide condensé 28, qui alimente une pompe 15 29. La pompe 29 assure d'une part l'évacuation de la majeure partie du liquide condensé via la ligne de soutirage 31 (transportant de l'eau purifiée), qui correspond à la ligne 7 des Figures 1 à 3, et d'autre part l'alimentation en tête de la colonne de distillation 22 via 20 la ligne de reflux 30. Enfin, en pied de la colonne de distillation 22, une ligne de soutirage de solution concentrée 34, qui correspond à la ligne 8 ou 8' des Figures 1 à 3, permet de soutirer la solution aqueuse concentrée en agent 25 retardateur de formation d'hydrates régénéré. Le ballon séparateur 27 peut être avantageusement remplacé par un séparateur triphasique, permettant de récupérer par écrémage la proportion résiduelle d'hydrocarbures légers présents dans cette partie du 30 circuit, et qui se sont évaporés avec l'eau, et de récupérer en fond de séparateur l'eau purifiée. Le degré de pureté de l'eau purifiée est alors supérieur, et celle-ci nécessite donc un traitement moindre avant d'être éventuellement rejetée. 35 Unité de distillation à deux étages En faisant référence à la Figure 5, on décrit ici une unité de distillation 6 à deux étages et son
RABrevets\26300\26395--070402-textedepot.doc- 2 avril 2007
fonctionnement, unité qui est appropriée pour la mise en oeuvre à la fois du procédé de récupération d'agent retardateur de formation d'hydrates et de celui de production d'hydrocarbures.
Un tel mode de réalisation à deux étages peut être avantageux si l'on souhaite pouvoir abaisser la température globale d'opération du procédé et le temps de séjour dans le dispositif (pour éviter d'endommager thermiquement l'agent retardateur de formation d'hydrates), et ce sans augmenter de manière excessive le débit volumique circulant en ligne 32. La description générique de la première partie du dispositif et de son fonctionnement est identique à celle développée ci-dessus en relation avec l'unité à un étage.
Toutefois, la ligne de soutirage de solution concentrée 34 est dans ce cas remplacée par une ligne de soutirage de solution intermédiaire 34', qui alimente une seconde colonne de distillation 35, de préférence du même type que la première. Un second rebouilleur 36 est prévu en fond de cette colonne, et une seconde ligne d'aspiration 37 est reliée directement au système d'aspiration 33, sans système de condenseur et de reflux. En pied de colonne, une ligne de soutirage de solution concentrée 38 est prévue. C'est cette ligne qui correspond à la ligne 8 ou 8' des Figures 1 à 3. La seconde colonne est prévue pour fonctionner à une température et à une pression inférieures à la température et à la pression de la première colonne. On peut encore prévoir un couplage énergétique entre le moyen de refroidissement 25 et le second rebouilleur 36 afin de réaliser une économie d'énergie.
EXEMPLES Les exemples suivants illustrent l'invention sans la limiter.
Exemple 1 - exemple de fonctionnement d'une récupération _à un étage
R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depot.doc- 2 avril 2007 Un modèle a été développé pour le fonctionnement de l'unité de distillation représentée à la Figure 4. Les paramètres de fonctionnement de ce modèle sont les suivants . - Flux entrant (ligne 21) : 12271 kg/h d'une solution aqueuse comprenant 2% en masse d'agent retardateur. - Colonne de distillation 22 : température de 90 C et pression de 400 mbar, en fond de colonne. - - Collecte de vapeurs (ligne 24) : température de 72,7 C et pression de 350 mbar. Ballon séparateur 27 : température de 60 C, pression de 300 mbar. Flux aspiré par le système d'aspiration (ligne 32) : 52 kg/h soit 173 m3/h. -- Flux d'eau évacuée (ligne 31) : 11897 kg/h. - Flux sortant (ligne 34) : 322 kg/h d'une solution aqueuse concentrée comprenant 75,7% en masse d'agent retardateur. Les pressions indiquées ci-dessus sont des pressions absolues. Le temps de séjour moyen de l'agent retardateur dans l'unité de distillation est de 50 heures.
Exemple 2 - exemple de fonctionnement d'une récupération à deux étages Un modèle a été développé pour le fonctionnement de l'unité de distillation représentée à la Figure 5. Les paramètres de fonctionnement de ce modèle sont les suivants . -- Flux entrant (ligne 21) : 12257 kg/h d'une solution aqueuse comprenant 2% en masse d'agent retardateur. -- Colonne de distillation 22 : température de 70 C et pression de 300 mbar, en fond de colonne. Collecte de vapeurs (ligne 24) : température de 65 C et pression de 250 mbar. Ballon séparateur 27 : température de 50 C, pression de 150 mbar. R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depotdoc- 2 avril 2007
- Flux aspiré par le système d'aspiration (ligne 32) : 131 kg/h soit 1104 m3/h. - Flux d'eau évacuée (ligne 31) : 10926 kg/h. - Flux intermédiaire (ligne 34') : 1200 kg/h d'une solution aqueuse intermédiaire comprenant 20% en masse d'agent retardateur. - Seconde colonne de distillation 35 : température de 50 C et pression de 100 mbar, en fond de colonne. - Second flux aspiré par le système d'aspiration (ligne 37) : 705 kg/h soit 14500 m3/h, à une température de 40 C et à une pression de 70 mbar. - Flux sortant (ligne 38) : 511 kg/h d'une solution aqueuse concentrée comprenant 47% en masse d'agent retardateur.
Le temps de séjour moyen de l'agent retardateur dans le premier étage de distillation est de 16 heures. Selon une autre variante possible, dans laquelle on s'attache à réduire le débit volumique circulant vers le système d'aspiration aux dépens du temps de séjour dans le premier étage, ce dernier est alors porté à 24 heures. Le débit total du système d'aspiration est alors réduit à 7300 m3/h. La solution concentrée récupérée contient environ 50% d'agent retardateur. R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depotdoc- 2 avril 2007
Claims (3)
1. Procédé de régénération et de concentration d'agent retardateur de formation d'hydrates, comprenant les étapes suivantes : fourniture d'un mélange initial comprenant des hydrocarbures, de l'eau et un agent retardateur de formation d'hydrates ; séparation du mélange initial en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures, et en une fraction aqueuse comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; traitement de la fraction aqueuse et récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré. 20
2. Procédé selon la revendication 1, dans lequel l'agent retardateur de formation d'hydrates comprend une matière active, en particulier un polymère ou copolymère hydrosoluble choisi parmi le groupe constitué par les polyvinyllactames, 25 notamment la polyvinylpyrrolidone et le polyvinylcaprolactame, les dérivés de polyvinylméthacrylates, notamment le poly(2-(diméthylamino) éthylméthacrylate, les dérivés amides de terpolymères de l'anhydride maléique, 30 les polyesteramides hyperbranchés et leurs mélanges.
3. Procédé selon la revendication 2, dans lequel l'agent retardateur de formation d'hydrates 35 comprend également un solvant, de préférence choisi parmi le groupe constitué par les glycols, les alcools lourds, les éthers et leurs mélanges. R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depot.doc-2 avril 2007 15 26 2914684 4 Procédé selon la revendication 2 ou 3, dans lequel la matière active de l'agent retardateur de formation d'hydrates représente entre 10 et 50% en masse de l'agent retardateur de formation d'hydrates. 5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4, dans lequel l'agent retardateur de formation d'hydrates représente : - de 0,1 à 5 %, de préférence de 1 à 3 %, de la masse de la fraction aqueuse ; - plus de 20 %, de préférence plus de 40 %, de la masse de la solution concentrée. 6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5, dans lequel le traitement de la fraction aqueuse comprend une distillation de la fraction aqueuse. 7. Procédé selon la revendication 6, dans lequel la distillation est effectuée à une température et à une pression auxquelles les hydrates de gaz ne sont pas thermodynamiquement stables. 8. Procédé selon la revendication 6 ou 7, dans lequel la distillation est effectuée à une température inférieure à la température de dégradation de l'agent retardateur de formation d'hydrates, de préférence à une température comprise entre 40 et 95 C ou entre 45 et 80 C. 9. Procédé selon l'une des revendications 6 à 8, dans lequel la distillation est effectuée à une pression absolue inférieure à la pression atmosphérique, de préférence à une pression absolue comprise entre 70 et 500 mbar. 10. Procédé selon l'une des revendications 6 à 9 dans lequel l'agent retardateur de formation R:\Brevets\26300\26395--070402-texte depoidoc- 2 avril 2007 5 10 d'hydrates subit la distillation pendant un temps suffisant pour permettre sa régénération, de préférence pendant au moins une heure. 11. Procédé selon l'une des revendications 6 à 10, dans lequel le traitement de la fraction aqueuse comprend les sous-étapes suivantes : - distillation de la fraction aqueuse à une température T1 et à une pression absolue P1 en fond de colonne ; soutirage d'une solution intermédiaire d'agent retardateur de formation d'hydrates ; distillation de la solution intermédiaire d'agent retardateur de formation d'hydrates à une température T2 et à une pression absolue P2 en fond de colonne ; dans lequel la pression P1 est supérieure à la pression P2 et la température TL est supérieure à la température T2. 12 Procédé selon la revendication 11, dans lequel : la pression P1 est comprise entre 250 et 350 mbar, de préférence est d'environ 300 mbar ; la température T1 est comprise entre 60 et 80 C, de préférence est d'environ 70 C ; la pression P2 est comprise entre 75 et 150 mbar, de préférence est d'environ 100 mbar ; la température T2 est comprise entre 40 et 60 C, de préférence est d'environ 50 C. 13. Procédé de production d'hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes . (a) fourniture d'un effluent comprenant des hydrocarbures et de l'eau ; R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depotdoc- 2 avril 2007 30 35 28 2914684 (b) injection dans l'effluent d'une solution comprenant un agent retardateur de formation d'hydrates ; (c) transport de l'effluent dans une ou des conduites de transport ; (d) séparation de l'effluent en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures et en une fraction aqueuse comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; (e) traitement de la fraction aqueuse et récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré ; (f) récupération de la fraction hydrocarbonée ; dans lequel la solution de l'étape (b) est fournie au moins en partie par la solution concentrée de l'étape (e). 14. Procédé selon la revendication 13, dans lequel le traitement de l'étape (e) est tel que décrit dans les revendications 6 à 12. 25 15. Procédé selon la revendication 13 ou 14, dans lequel l'agent retardateur de formation d'hydrates est tel que décrit dans l'une des revendications 2 à 5. 16. Procédé selon l'une des revendications 13 à 15, dans lequel l'effluent d'hydrocarbures est du gaz naturel. 17. Procédé selon l'une des revendications 13 à 15, 35 dans lequel l'effluent d'hydrocarbures est un pétrole brut de production. R:\Bn;vets\26300\26395--070402-texte_depot.doc- 2 avril 2007 5 10 15 20 5 10 15 20 25 303518. Procédé selon l'une des revendications 13 à 17, dans lequel la fraction hydrocarbonée de l'étape (f) subit un ou plusieurs traitements ultérieurs choisis parmi la stabilisation, la désacidification, le séchage, la séparation en fractions et la liquéfaction. 19. Procédé selon l'une des revendications 13 à 18, dans lequel la fourniture de l'effluent de l'étape (a) comprend l'extraction à partir d'un puits. 20. Procédé selon la revendication 19, dans lequel l'extraction s'effectue à partir d'une plate-forme off-shore et les conduites de transport de l'étape (c) sont des conduites sous-marines. 21. Procédé selon la revendication 19 ou 20, dans lequel de l'eau est injectée dans le puits pour permettre l'extraction, puis majoritairement séparée de l'effluent d'hydrocarbures avant l'étape (b). 22 Procédé selon l'une des revendications 13 à 21, dans lequel l'étape (c) se subdivise en les sous-étapes suivantes . (cl) transport de l'effluent dans une première portion des conduites de transport ; (c2) séparation de l'effluent en une fraction hydrocarbonée comprenant la majeure partie des hydrocarbures et en une fraction aqueuse, comprenant la majeure partie de l'eau et de l'agent retardateur de formation d'hydrates ; (c3) distillation de la fraction aqueuse ; (c4) récupération d'une solution concentrée en agent retardateur de formation d'hydrates régénéré ; R:\Brevets\26300\26395--070402-texte _depot.doc- 2 avril 20075(c5) injection dans la fraction hydrocarbonée d'une solution comprenant un agent retardateur de formation d'hydrates pour reformer l'effluent ; (c6) transport de l'effluent dans une deuxième portion des conduites de transport ; dans lequel la solution de l'étape (c5) est fournie au moins en partie par la solution concentrée de l'étape (c4). R:\Brevets\26300\26395--070402-texte_depot.doc- 2 avril 2007
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