FR2961551A1 - Preparing hydrocarbons comprises extracting fluid in subterranean formation, separating fluid in liquid and gaseous phases, injecting compound inhibiting formation of hydrates, transporting liquid and gaseous phases in pipe and recovering - Google Patents
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Abstract
Description
METHODE DE TRANSPORT D'HYDROCARBURES AVEC INHIBITION DE LA FORMATION OU DE LA CROISSANCE DES HYDRATES DOMAINE DE L'INVENTION La présente invention concerne une méthode de transport d'hydrocarbures avec inhibition de la formation ou de la croissance des hydrates. Cette méthode est mise en oeuvre dans le cadre d'un procédé de production d'hydrocarbures et d'une installation de production d'hydrocarbures associée. FIELD OF THE INVENTION The present invention relates to a method of transporting hydrocarbons with inhibition of hydrate formation or growth. This method is implemented as part of a hydrocarbon production process and an associated hydrocarbon production facility.
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, l'azote. 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 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 particules solides pouvant rapidement conduire au colmatage de la ligne de production. Le problème est particulièrement aigu dans les environnements froids et donc dans le cadre de la production sous-marine ou dans des régions terrestres froides. R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 Plusieurs méthodes sont 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 oeuvre. 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 (THI), 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. Ces inhibiteurs thermodynamiques doivent être injectés à forte dose (plusieurs dizaines de % massique par rapport à l'eau présente dans l'effluent pétrolier). BACKGROUND ART Gas hydrates (or hydrates) are crystalline solids having the appearance of ice or compacted snow. They consist of water molecules forming, by hydrogen bonds, cages in which are trapped gas molecules. The gas molecules that can participate in the formation of hydrates include light hydrocarbons, hydrogen sulphide, carbon dioxide, nitrogen. In the production of hydrocarbons, an effluent containing gaseous hydrocarbons, water and various other gases is transported by pipeline, sometimes over long distances. A given effluent composition corresponds to a thermodynamic diagram of hydrate stability according to temperature and pressure. In general, high pressure and low temperature favor the formation of hydrates. Most often, hydrates are likely to form under the usual operating conditions. This is a well-known problem in the field of hydrocarbon production, since the formation of hydrates results in the appearance of solid particles which can rapidly lead to clogging of the production line. The problem is particularly acute in cold environments and therefore in underwater production or in cold land areas. A number of methods are used to limit, prevent or prevent the formation of hydrates. In particular, there are so-called physical methods, which consist, for example, in dehydrating or drying the effluent to remove the water present, or in thermally insulating and / or heating the transport pipes, in order to place themselves under conditions in which the hydrates can not exist. However, these methods are complex and expensive to implement. Other methods are called chemical and consist of the injection of one or more chemical compounds into the effluent. Thus it is known to inject thermodynamic inhibitors (THI), such as methanol or other alcohols, or mono-ethylene glycol or other glycols, which have an anti-freeze effect on hydrates. These thermodynamic inhibitors must be injected at a high dose (several tens of% by weight relative to the water present in the petroleum effluent).
D'autres inhibiteurs peuvent être utilisés à plus faible dose (de l'ordre de 0,5 à 3% massique par rapport à l'eau présente dans l'effluent pétrolier). Il s'agit des inhibiteurs de type 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 agents retardateurs de formation d'hydrates sont 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 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 anti-agglomérants sont des polymères ou des tensioactifs, qui n'évitent pas la formation des cristaux d'hydrates mais empêchent leur croissance et leur agglomération, les hydrates étant alors transportés sous forme de boue ou de laitier (« slurry »). A titre d'exemples de documents décrivant différentes utilisations de composés inhibiteurs d'hydrates on peut citer les documents suivants : R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 A new generation of gas hydrate inhibitors, Kelland, Svartaas et Dybvik, SPE 30695 (1995) ; Low dosage hydrate inhibitors (LDHI) : further advances and developments in flow assurance technology and applications concerning oil and gas production systems, Clark et Anderson, IPTC 11538 (2007) ; Hydrate inhibition in gas wells treated with two low dosage inhibitors, Lovell et Pakulski, SPE 75668 (2002) ; WO 2004/022909 ; WO 2007/107502 ; WO 2005/042675 ; et WO 2006/048666. Toutefois, les méthodes chimiques impliquent en général une consommation importante de composés inhibiteurs d'hydrates, même lorsqu'il s'agit d'inhibiteurs dits à faible dosage (LDHI), en particulier dans le cas où une grande quantité d'eau est produite par le réservoir (usuellement cas des champs à huile). Il existe donc un réel besoin de mettre au point une méthode simple et efficace de protection contre le risque posé par les hydrates, n'impliquant pas une consommation élevée de composés chimiques. Other inhibitors can be used at a lower dose (of the order of 0.5 to 3% by weight relative to the water present in the petroleum effluent). These are inhibitors of the LDHI type (for "low dose hydrate inhibitors"). Among these are hydrate-retarding agents (known in the art as KHI for "kinetic hydrate inhibitors") and anti-caking agents. The hydrate-forming retarding agents consist of an active ingredient and a solvent. As for the active ingredient, it is preferably polymers that are generally water-soluble. The solvent is generally of the glycol or heavy alcohol type. The hydrate-forming retarding agents make it possible to delay the formation of hydrates, in particular by inhibiting the nucleation step prior to the crystalline growth step; by adapting the amount of retarding agent to the conditions of temperature and pressure and the transit time of the water in the pipes within the hydrate stability zone, it is ensured that on arrival at the installations Receptors and effluent treatment, hydrate seeds have not reached their critical size. The anti-caking agents are polymers or surfactants, which do not prevent the formation of hydrate crystals but prevent their growth and agglomeration, the hydrates then being transported in the form of sludge or slurry. As examples of documents describing various uses of hydrate-inhibiting compounds, mention may be made of the following documents: R: \ 31400 \ 31419 SNP \ 31419--100621-texte_depot.doc- 21 June 2010 A new generation of gas hydrate inhibitors , Kelland, Svartaas and Dybvik, SPE 30695 (1995); Low Dosage Hydrate Inhibitors (LDHI): Clark and Anderson, IPTC 11538 (2007); Hydrate inhibition in two-dose inhibitors, Lovell and Pakulski, SPE 75668 (2002); WO 2004/022909; WO 2007/107502; WO 2005/042675; and WO 2006/048666. However, chemical methods generally involve significant consumption of hydrate-inhibiting compounds, even in the case of so-called low-dose inhibitors (LDHI), particularly in the case where a large quantity of water is produced. by the tank (usually oil fields). There is therefore a real need to develop a simple and effective method of protection against the risk posed by hydrates, not involving a high consumption of chemical compounds.
RESUME DE L'INVENTION L'invention concerne en premier lieu un procédé de production d'hydrocarbures, comprenant les étapes suivantes : extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine, ledit fluide comprenant de l'huile, du gaz et de l'eau ; séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse ; injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse ; transport de la phase liquide dans une conduite de phase liquide et transport de la phase gazeuse dans une conduite de phase gazeuse ; récupération de la phase liquide et de la phase gazeuse à l'issue du transport. Selon un mode de réalisation, le procédé comprend l'injection du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. Selon un mode de réalisation : - la phase liquide comprend une proportion massique de liquide d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%;et - la phase gazeuse comprend une proportion massique de gaz d'au moins 90 %, de préférence d'au moins 95 %, de manière plus particulièrement préférée d'au moins 98 % et idéalement d'au moins 99%. Selon un mode de réalisation, le fluide est du gaz naturel ou un pétrole brut ou un condensat brut de production. Selon un mode de réalisation, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates est un composé inhibiteur thermodynamique des hydrates ou un composé inhibiteur cinétique des hydrates ou un composé anti-agglomérant, et de préférence est un composé anti-agglomérant. Selon un mode de réalisation, l'étape d'extraction du fluide et l'étape de séparation du fluide ont lieu en mer, sur le fond marin et / ou sur une plate-forme. SUMMARY OF THE INVENTION The invention firstly relates to a process for the production of hydrocarbons, comprising the steps of: extracting a fluid contained in an underground formation, said fluid comprising oil, gas and water; separating the fluid into a liquid phase and a gas phase; injecting a compound inhibiting the formation or growth of hydrates in the liquid phase and / or in the gas phase; transporting the liquid phase in a liquid phase pipe and transporting the gas phase in a gas phase pipe; recovery of the liquid phase and the gas phase after transport. According to one embodiment, the method comprises injecting the compound that inhibits the formation or growth of hydrates in the liquid phase. According to one embodiment: the liquid phase comprises a mass proportion of liquid of at least 90%, preferably at least 95%, more preferably SNP \ 31419--100621-text_depot. in particular, at least 98% and preferably at least 99%, and the gas phase comprises a mass proportion of gas of at least 90%, preferably at least 95%, of more preferably at least 98% and most preferably at least 99%. According to one embodiment, the fluid is natural gas or a crude oil or a crude condensate production. According to one embodiment, the hydrate formation or growth inhibiting compound is a thermodynamic hydrate inhibiting compound or a kinetic hydrate inhibiting compound or anti-caking compound, and preferably is an anti-caking compound. According to one embodiment, the fluid extraction stage and the fluid separation stage take place at sea, on the seabed and / or on a platform.
Selon un mode de réalisation, le procédé comprend une étape de récupération et de recyclage du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates contenu dans la phase gazeuse et / ou dans la phase liquide à l'issue du transport. Selon un mode de réalisation, la phase liquide et / ou la phase gazeuse subissent une ou plusieurs étapes de traitement choisis parmi la désacidification, le séchage, la séparation en fractions, l'upgrading, le raffinage et la liquéfaction, à l'issue de leur récupération. L'invention concerne également une installation de production d'hydrocarbures comprenant : une unité de production comprenant : ^ des moyens d'extraction d'un fluide contenu dans une formation souterraine ; ^ des moyens de séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse ; ^ des moyens d'injection d'un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse ; une unité de réception comprenant des moyens de réception et de traitement de phase liquide et des moyens de réception et de traitement de phase gazeuse ; une conduite de phase liquide adaptée à transporter une phase liquide de l'unité de production vers l'unité de réception ; R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 - une conduite de phase gazeuse adaptée à transporter une phase gazeuse de l'unité de production vers l'unité de réception. Selon un mode de réalisation, l'unité de production comprend des moyens d'injection de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates dans la phase liquide. Selon un mode de réalisation, la conduite de phase liquide et la conduite de phase gazeuse présentent une longueur supérieure ou égale à 10 km ou supérieure ou égale à 50 km ou supérieure ou égale à 100 km. Selon un mode de réalisation, les moyens de séparation du fluide comportent un ballon de séparation gravitaire. Selon un mode de réalisation, l'unité de production est située en mer, sur une ou des plate-forme et / ou au fond de l'eau, et l'unité de réception est située à terre. Selon un mode de réalisation, l'unité de réception comprend des moyens de récupération et de recyclage de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates. La présente invention permet de surmonter les inconvénients de l'état de la technique. Elle fournit plus particulièrement une méthode simple et efficace de protection contre le risque posé par les hydrates, n'impliquant pas une consommation élevée de composés chimiques. Ceci est accompli grâce à la séparation du fluide de production en une phase gazeuse et en une phase liquide, contenant essentiellement de l'eau et de l'huile. En transportant séparément ces deux phases, et donc en maintenant séparés l'eau et le gaz lors du transport, on peut limiter considérablement le risque de formation d'hydrates, et on diminue donc la quantité de composé chimique devant être injecté pour prévenir le risque posé par les hydrates. Selon certains modes de réalisation particuliers, l'invention présente également une ou de préférence plusieurs des caractéristiques avantageuses énumérées ci-dessous. Par rapport à la technique connue consistant à séparer l'eau des hydrocarbures au niveau du site de production et à éliminer l'eau avant le transport, l'invention propose une méthode beaucoup plus simple à mettre en oeuvre. En effet, l'invention nécessite uniquement une séparation liquide / gaz au niveau du site de production et non pas une séparation eau / huile / gaz, plus difficile à réaliser. Ainsi, l'invention est particulièrement avantageuse dans le cas d'une production en environnement difficile nécessitant l'implantation de R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 longues lignes de production, et plus particulièrement en mer. Du fait de sa simplicité, l'invention peut être mise en oeuvre avec des installations inhabitées. L'utilisation d'anti-agglomérants en tant que composés chimiques inhibiteurs d'hydrates est particulièrement avantageuse car leur rôle est de faciliter le transport des hydrates formés. En effet, on utilise une quantité d'anti-agglomérants adaptée à la quantité réelle d'hydrates formés dans les lignes de production. Ainsi, en limitant la quantité d'hydrate formés, on peut limiter la quantité d'antiagglomérants nécessaire à leur transport. L'injection d'anti-agglomérant dans la phase liquide permet d'accepter la formation des hydrates mais d'empêcher leur croissance de telle sorte que le mélange (slurry) formé reste parfaitement transportable. Dans le cas d'un transport polyphasique 15 gaz / eau / huile (état de la technique), la quantité d'anti-agglomérant serait à ajuster en fonction de la quantité d'eau totale, car du fait de la présence de quantités importantes de gaz, toute l'eau transportée est potentiellement transformable en hydrates. En revanche, selon l'invention, la quantité de gaz restante dans la phase liquide est 20 faible, et le risque hydrates est réduit. De la sorte, la quantité d'antiagglomérant est à ajuster en fonction de la quantité d'eau transformable en hydrates. Or, on estime que seule une minorité de l'eau (par exemple environ 20 %) est susceptible de former des hydrates, le reste de l'eau restant de toute façon sous forme liquide. 25 En conséquence, la quantité d'anti-agglomérant injecté est réduite par rapport à l'état de la technique. According to one embodiment, the method comprises a step of recovering and recycling the compound that inhibits the formation or growth of hydrates contained in the gaseous phase and / or in the liquid phase at the end of the transport. According to one embodiment, the liquid phase and / or the gas phase undergo one or more treatment stages chosen from deacidification, drying, separation into fractions, upgrading, refining and liquefaction, at the end of their recovery. The invention also relates to a hydrocarbon production plant comprising: a production unit comprising: means for extracting a fluid contained in an underground formation; means for separating the fluid into a liquid phase and a gas phase; means for injecting a compound inhibiting the formation or growth of hydrates in the liquid phase and / or in the gas phase; a receiving unit comprising liquid phase receiving and processing means and gas phase receiving and processing means; a liquid phase pipe adapted to transport a liquid phase from the production unit to the receiving unit; A gas phase pipe adapted to transport a gaseous phase from the production unit to the receiving unit. According to one embodiment, the production unit comprises means for injecting a compound that inhibits the formation or growth of hydrates in the liquid phase. According to one embodiment, the liquid phase pipe and the gas phase pipe have a length greater than or equal to 10 km or greater than or equal to 50 km or greater than or equal to 100 km. According to one embodiment, the fluid separation means comprise a gravity separation flask. According to one embodiment, the production unit is located at sea, on one or more platforms and / or at the bottom of the water, and the receiving unit is located on the ground. According to one embodiment, the reception unit comprises means for recovering and recycling a compound that inhibits the formation or growth of hydrates. The present invention overcomes the disadvantages of the state of the art. It provides more particularly a simple and effective method of protection against the risk posed by hydrates, not involving a high consumption of chemical compounds. This is accomplished by separating the production fluid into a gas phase and a liquid phase, essentially containing water and oil. By transporting these two phases separately, and thus keeping water and gas separate during transport, the risk of hydrate formation can be considerably reduced, and thus the amount of chemical compound to be injected to prevent the risk is reduced. posed by hydrates. According to some particular embodiments, the invention also has one or preferably more of the advantageous features listed below. Compared with the known technique of separating the water from the hydrocarbons at the production site and removing the water before transport, the invention provides a much simpler method to implement. Indeed, the invention requires only a liquid / gas separation at the production site and not a water / oil / gas separation, more difficult to achieve. Thus, the invention is particularly advantageous in the case of production in a difficult environment requiring the implementation of long production lines, and more. particularly at sea. Because of its simplicity, the invention can be implemented with uninhabited facilities. The use of anti-caking agents as chemical hydrate inhibiting compounds is particularly advantageous because their role is to facilitate the transport of the hydrates formed. Indeed, we use a quantity of anti-caking agents adapted to the actual amount of hydrates formed in the production lines. Thus, by limiting the amount of hydrate formed, it is possible to limit the amount of anti-caking agent necessary for their transport. The injection of anti-caking agent in the liquid phase makes it possible to accept the formation of hydrates but to prevent their growth so that the mixture (slurry) formed remains perfectly transportable. In the case of a multiphase gas / water / oil transport (state of the art), the amount of anti-caking agent would have to be adjusted according to the total quantity of water, because of the presence of significant amounts of gas, all the water transported is potentially convertible into hydrates. In contrast, according to the invention, the amount of gas remaining in the liquid phase is low, and the risk of hydrates is reduced. In this way, the amount of anticaking agent is to be adjusted according to the amount of water convertible into hydrates. However, it is estimated that only a minority of the water (for example about 20%) is likely to form hydrates, the rest of the water still remaining in liquid form. As a result, the amount of anti-caking agent injected is reduced compared to the state of the art.
BREVE DESCRIPTION DES FIGURES La figure 1 représente de manière schématique une installation selon 30 l'invention. BRIEF DESCRIPTION OF THE FIGURES FIG. 1 schematically represents an installation according to the invention.
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. 35 En faisant référence à la figure 1, l'installation selon l'invention comprend une unité de production 6 et une unité de réception 7. L'unité de production 6 comprend des équipements au voisinage du site d'extraction lui- R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 même, tandis que l'unité de réception 7 comprend des équipements distants du site d'extraction. Par exemple, pour une exploitation en mer (offshore), l'unité de production 6 est typiquement située en mer (en partie sur une plate-forme et en partie au fond de l'eau) et l'unité de réception 7 à terre. L'unité de production 6 comprend des moyens d'extraction 1, qui permettent d'extraire un fluide de la formation souterraine. Dans le cadre de l'invention, ce fluide comprend des hydrocarbures et de l'eau. La présence de fractions solide, liquide et / ou gazeuse dans les hydrocarbures extraits dépend de la température et de la pression considérées. Dans le cadre de l'invention, les hydrocarbures extraits comprennent au moins une fraction liquide (également appelée huile ou condensat) et une fraction gazeuse, la composition des hydrocarbures extraits dépendant des caractéristiques thermodynamiques du fluide réservoir et des conditions thermodynamiques de leur mise en production. Le fluide extrait peut être qualifié de gaz naturel ou de pétrole brut de production ou de condensat brut de production, selon le type d'hydrocarbures majoritairement présents dans le fluide. L'unité de production 6 comprend des moyens de séparation du fluide en une phase liquide et une phase gazeuse 2. Ces moyens de séparation 2 peuvent comprendre un ou plusieurs ballons de séparation gravitaire ou d'autres dispositifs tels que des dispositifs de séparation cyclonique. Pour des raisons de simplicité, les ballons de séparation gravitaire sont préférés. Ces ballons peuvent notamment être utilisés dans un environnement sous-marin. DESCRIPTION OF EMBODIMENTS OF THE INVENTION The invention is now described in more detail and in a nonlimiting manner in the description which follows. Referring to FIG. 1, the plant according to the invention comprises a production unit 6 and a reception unit 7. The production unit 6 comprises equipment in the vicinity of the extraction site itself. 31400 \ 31419 SNP \ 31419--100621-texte_depot.doc- 21 June 2010, while the reception unit 7 includes equipment remote from the extraction site. For example, for offshore (offshore) operation, the production unit 6 is typically located at sea (partly on a platform and partly at the bottom of the water) and the receiving unit 7 on land . The production unit 6 comprises extraction means 1, which make it possible to extract a fluid from the underground formation. In the context of the invention, this fluid comprises hydrocarbons and water. The presence of solid, liquid and / or gaseous fractions in the hydrocarbons extracted depends on the temperature and pressure considered. In the context of the invention, the hydrocarbons extracted comprise at least one liquid fraction (also called oil or condensate) and a gaseous fraction, the composition of the extracted hydrocarbons depending on the thermodynamic characteristics of the reservoir fluid and the thermodynamic conditions of their production. . The extracted fluid can be described as natural gas or production crude oil or crude production condensate, depending on the type of hydrocarbons predominantly present in the fluid. The production unit 6 comprises fluid separation means in a liquid phase and a gas phase 2. These separation means 2 may comprise one or more gravity separation tanks or other devices such as cyclonic separation devices. For the sake of simplicity, gravity separation balloons are preferred. These balloons can especially be used in an underwater environment.
La phase gazeuse comprend essentiellement des hydrocarbures gazeux et d'autres gaz contaminants (azote, dioxyde de carbone, sulfure d'hydrogène, mercaptans et autres). Elle peut également comprendre des traces de fraction liquide (hydrocarbure liquide et/ou eau). De préférence, la phase gazeuse comprend au moins 90 %, au moins 95 %, au moins 98 % ou au moins 99 % -de gaz, en masse, à l'issue de la séparation. La phase liquide comprend essentiellement des hydrocarbures liquides ou solides et de l'eau. Elle peut également comprendre des traces de fraction gazeuse. De préférence, la phase liquide comprend au moins 90 %, au moins 95 %, au moins 98 % ou au moins 99 % de liquide, en masse, à l'issue de la séparation. La phase liquide et la phase gazeuse sont transportées séparément jusqu'à l'unité de réception 7 par l'intermédiaire d'au moins deux conduites séparées, respectivement une conduite de phase liquide 4a et une conduite R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 de phase gazeuse 4b. Dans le cas d'une exploitation en mer, les conduites de transport 4a, 4b sont en partie au moins sous-marines. Selon l'invention, il n'y a pas de séparation de l'eau avant le transport. L'eau contenue dans le fluide extrait de la formation souterraine est transportée avec les hydrocarbures, essentiellement dans la phase liquide. De préférence, au moins 90 % ou au moins 95 % ou au moins 98 % ou au moins 99 % en masse de l'eau contenue dans le fluide extrait est transportée avec la phase liquide dans la conduite de phase liquide 4a. Préalablement à l'étape de transport de la phase liquide et de la phase solide, un composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates est ajouté. Cet ajout peut être effectué avant la séparation liquide / gaz. Toutefois, il est préféré que cet ajout soit effectué après la séparation liquide / gaz. Dans ce cas, le composé peut être ajouté dans la phase liquide ou dans la phase gazeuse ou de préférence dans les deux, par des moyens d'injection de composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates 3a, 3b. Le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un inhibiteur thermodynamique d'hydrates (THI), par exemple le méthanol ou un autre alcool, ou encore le mono-éthylène glycol ou un autre glycol. Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 10 à 100 % par rapport à la quantité d'eau présente dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse. Alternativement, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un composé inhibiteur cinétique également appelé agent retardateur de formation d'hydrates ou KHI, et par exemple un polymère généralement hydrosoluble et un solvant de type glycol ou alcool lourd. Le polymère peut être par exemple le poly(N-méthylacrylamide), le poly(N,N- diméthylacrylamide), le poly(N-éthylacrylamide), le poly(N,N- diéthylacrylamide), le poly(N-méthyl-N-vinylacétamide), la poly(2- éthyloxazoline), la poly(N-vinylpyrrolidone), le poly(N-vinylcaprolactame), l'hydroxyéthylcellulose, un dérivé de polyvinylméthacrylate tel que le poly(2-(diméthylamino) éthylméthacrylate), un dérivé amide de terpolymère d'anhydride maléique ou un polyesteramide hyperbranché (hybrane). Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 0,5 à 3 % par rapport à la quantité d'eau présente dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse. Alternativement, le composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates peut être un anti-agglomérant, et par exemple un polymère ou un tensioactif. Il peut s'agir par exemple d'un sel quaternaire d'ammonium, de R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 phosphonium ou de sulfonium avec des substituants alkyles. Des exemples d'anti-agglomérants appropriés figurent dans les documents WO 2005/042675 et WO 2007/107502. Dans ce cas, le composé peut être ajouté à une teneur massique de 0,5 à 3 % par rapport à la quantité d'eau transformable en hydrates dans la phase liquide et / ou dans la phase gazeuse, ce qui est peut être très inférieur aux teneurs généralement nécessaires dans l'état de la technique, à savoir 0,5 à 3% par rapport à la quantité d'eau totale. L'unité de réception 7 comporte des moyens de réception et de traitement de phase liquide 5a et des moyens de réception et de traitement de phase gazeuse 5b, qui peuvent comprendre : des moyens de récupération et de recyclage du composé inhibant la formation ou la croissance des hydrates (pouvant comprendre des moyens de distillation et / ou des moyens de séparation membranaire, de séparation cryogénique, de précipitation, de chauffage ou autres, ainsi qu'éventuellement au moins une ligne de recyclage retournant le composé récupéré vers l'unité de production 6) ; des moyens de désacidification (notamment pour la phase gazeuse) ; des moyens de séchage ou déshydratation ; des moyens de fractionnement ; des moyens de liquéfaction (pour les hydrocarbures contenus dans la phase gazeuse) ; des moyens d'upgrading et / ou de raffinage (pour les hydrocarbures contenus dans la fraction liquide). The gaseous phase essentially comprises gaseous hydrocarbons and other contaminating gases (nitrogen, carbon dioxide, hydrogen sulfide, mercaptans and others). It may also include traces of liquid fraction (liquid hydrocarbon and / or water). Preferably, the gaseous phase comprises at least 90%, at least 95%, at least 98% or at least 99% gas, by weight, at the end of the separation. The liquid phase essentially comprises liquid or solid hydrocarbons and water. It may also include traces of gaseous fraction. Preferably, the liquid phase comprises at least 90%, at least 95%, at least 98% or at least 99% of liquid, by weight, at the end of the separation. The liquid phase and the gaseous phase are transported separately to the receiving unit 7 via at least two separate lines, respectively a liquid phase line 4a and a line --100621-texte_depot.doc- 21 June 2010 gas phase 4b. In the case of offshore operation, the transport pipes 4a, 4b are partly at least submarine. According to the invention, there is no separation of the water before transport. The water contained in the fluid extracted from the underground formation is transported with the hydrocarbons, essentially in the liquid phase. Preferably, at least 90% or at least 95% or at least 98% or at least 99% by weight of the water contained in the extracted fluid is transported with the liquid phase in the liquid phase line 4a. Prior to the transport step of the liquid phase and the solid phase, a compound inhibiting the formation or growth of hydrates is added. This addition can be made before the liquid / gas separation. However, it is preferred that this addition be carried out after the liquid / gas separation. In this case, the compound may be added in the liquid phase or in the gas phase or preferably in both, by means of injection of compound inhibiting the formation or growth of hydrates 3a, 3b. The compound that inhibits hydrate formation or growth may be a thermodynamic hydrate inhibitor (THI), for example methanol or another alcohol, or mono-ethylene glycol or another glycol. In this case, the compound may be added at a mass content of 10 to 100% relative to the amount of water present in the liquid phase and / or in the gas phase. Alternatively, the compound inhibiting the formation or growth of hydrates may be a kinetic inhibiting compound also called hydrate-forming retarding agent or KHI, and for example a generally water-soluble polymer and a glycol or heavy alcohol type solvent. The polymer may be for example poly (N-methylacrylamide), poly (N, N-dimethylacrylamide), poly (N-ethylacrylamide), poly (N, N-diethylacrylamide), poly (N-methyl-N) vinyl ethylacetamide), poly (2-ethyloxazoline), poly (N-vinylpyrrolidone), poly (N-vinylcaprolactam), hydroxyethylcellulose, a polyvinylmethacrylate derivative such as poly (2- (dimethylamino) ethylmethacrylate), a amide derivative of maleic anhydride terpolymer or hyperbranched polyesteramide (hybrid). In this case, the compound may be added at a mass content of 0.5 to 3% relative to the amount of water present in the liquid phase and / or in the gas phase. Alternatively, the compound inhibiting the formation or growth of hydrates may be an anti-caking agent, and for example a polymer or a surfactant. It may be for example a quaternary ammonium salt, phosphonium or sulfonium with alkyl substituents. Examples of suitable anti-caking agents are found in WO 2005/042675 and WO 2007/107502. In this case, the compound may be added at a mass content of 0.5 to 3% relative to the amount of water convertible into hydrates in the liquid phase and / or in the gas phase, which may be much lower. at the levels generally necessary in the state of the art, namely 0.5 to 3% relative to the total amount of water. The reception unit 7 comprises means for receiving and treating the liquid phase 5a and means for receiving and treating the gas phase 5b, which may comprise: means for recovering and recycling the compound that inhibits formation or growth hydrates (which may comprise distillation means and / or means for membrane separation, cryogenic separation, precipitation, heating or other, as well as optionally at least one recycling line returning the recovered compound to the production unit 6); deacidification means (in particular for the gaseous phase); means for drying or dehydration; fractionating means; liquefaction means (for hydrocarbons contained in the gas phase); upgrading and / or refining means (for the hydrocarbons contained in the liquid fraction).
R:\31400\31419 SNP\31419--100621-texte_depot.doc- 21 juin 2010 R: \ 31400 \ 31419 SNP \ 31419--100621-text_offer.doc- 21 June 2010
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