JP2008535969A - 動力学的水和物抑制剤の回収 - Google Patents

Abstract

水和物−形成構成物質を有する流体を処理する方法が提供される。１又はそれより多くの実施態様において、その方法は、グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物（１１０）を、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体（１０５）に導入して、グリコール、１又はそれより多くの動力学的抑製剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む処理流体を提供することを含む。処理流体（１２５）は、次いで、油相ストリーム及び水性相ストリームを提供するのに十分な条件で分離され、その中において、水性相は、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含む。

Description

発明の詳細な説明

関連出願の相互参照
この出願は、２００５年４月７日に出願された米国仮出願第60/669,970の利益を主張する。
発明の背景
発明の分野
本発明の実施態様は、一般には、水和物抑制の方法に関する。より特には、実施態様は、水和物形成を、動力学的タイプの抑制剤及び熱力学的タイプの抑制剤の混合物及びそれらの回収を用いて抑制する方法に関する。
関連技術の記載
水和物は、流体が、流れていようと静止していようと流体において形成され得る結晶性固体である。水和物は、パイプを通して運搬される流体において最も問題がある。水和物は、パイプの内壁に付着し及びそれに沿って蓄積する傾向を有し、従って、部分的に又は完全に、パイプを通して流体の流れをブロックする。水和物は、また、パイプを磨耗し及び悪化させ得る。従って、水和物形成を抑制するための、改良され及び費用効率の良い方法が必要とされる。

発明の要約
水和物−形成構成物質を有する流体を処理する方法が提供される。１又はそれより多くの実施態様において、方法は、グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体に導入して、グリコール、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む処理流体を提供することを含む。処理流体は、次いで、油相ストリーム及び水性相ストリームを提供するのに十分な条件で分離し、その中において、水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含む。水性相ストリームは、水の沸点より高い温度で加熱されて、水を含む第一ストリーム及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む第二ストリームを、水性相ストリームから提供する。
１又はそれより多くの実施態様において、方法は、グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を有する流体に導入して、グリコール、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む処理流体を提供することを含む。処理流体は、水性相ストリームを処理流体から回収するのに十分な条件で分離され、水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含む。水性相ストリームは処理されて、水を除去し及び及び本質的に全てのグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物が水性相ストリームから回収される。

１又はそれより多くの実施態様において、方法は、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質、天然ガス、油及び水を含む石油流体を、１又はそれより多くのウェルから生産すること、及び石油流体を、１又はそれより多くのウェルから移送することを含む。グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物は、石油流体に導入されて、天然ガス、油、水、グリコール、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む処理流体を提供する。処理液体は、ガス相ストリーム、油相ストリーム、及び水性相ストリームに分離され、その中において、水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含む。ガス相ストリームは液化されて、液化天然ガスストリームを形成する。水性相ストリームは処理されて、水の少なくとも一部を除去し；及び水性相ストリームからの、本質的に全てのグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物が、回収される。

図面の簡単な説明
本発明の上の列挙された特徴が詳細に理解され得るように、上に簡潔に要約される本発明のより特定な記載は、実施態様に言及され得、それらのいくつかは、添付の図面において説明される。しかしながら、添付の図面は、単に、本発明の典型的な実施態様を説明し及び従って、その範囲が制限されると考慮されるべきではなく、本発明のために、他の同様に有効な実施態様を認め得ることが留意されるべきである。
図１は、水和物形成を、記載される実施態様に従って、１又はそれより多くの動力学的及び熱力学的水和物抑制剤の混合物を用い及びその混合物を回収して、防止する、実例的な図式的フローダイヤグラムである。

詳細な記載
詳細な記載が、提供されるであろう。添付のクレームの各々は、侵害目的のために、クレームにおいて明記される種々の要素又は制限に相当する物を含むとして認識される別々の本発明を定義する。文脈に依存して、“本発明”の下のすべての参照は、いくつかのケースにおいて、ある具体的な実施態様のみに関し得る。他のケースにおいて、“本発明”の言及が、１又はそれより多くの、しかし、必ずしもすべてではないクレームにおいて列挙される対象に関するであろうことが、認識されるであろう。
本発明の各々は、以下により詳細に記載され、具体的な実施態様、バージョン及び実施例を含むが、本発明は、これらの実施態様、バージョン又は実施例に制限されることはなく、それらは、この特許における情報が、入手できる情報及び技術と組み合わせられる時、当該技術分野における当業者が、本発明を製造し及び用いることを可能にすることが含まれる。
１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤及び１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤の水和物抑制剤混合物は、有意に低減されたコストでの石油流体を含む流体における水和物形成を激減させることを見い出した。動力学的抑制剤は、抑制されない流体に関連して水和物形成の速度を遅らせる一方で、熱力学的水和物抑制剤は、未処理流体のものより下の水和物形成温度を下げる。従って、熱力学的水和物抑制剤及び動力学的水和物抑制剤の相乗効果は、付加的であり及び従って、有意に、流体における水和物形成を低減する。

１又はそれより多くの実施態様において、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤は、既存の水和物抑制剤系に、既存の抑制剤再生システム又は資本的経費なしで添加され得る。動力学的水和物抑制剤の、既存の熱力学的水和物抑制剤への添加は、ほんのわずかに、既存の抑制剤残留量の容量を増加させ、なぜなら、動力学的水和物抑制剤は、サブ冷却(subcooling)の相当量を提供する低用量抑制剤であるからである。言い換えれば、既存の熱力学的水和物抑制剤再生施設の容量処理能力は、本質的に、動力学的水和物抑制剤の添加の有無にかかわらず同一である。しかしながら、処理されるべき流体（即ち、抑制されるべき水の量）は、既存の熱力学的水和物再生単位のキャパシティを増加せずに有意に増加され得る。
最も有意には、１又はそれより多くの動力学的抑制剤は、直接、変更なく、既存の熱力学的水和物抑制剤系に添加することができ及び動力学的及び熱力学的抑制剤の混合物は、驚くべき高効率で回収され及びリサイクルされ得る。これは、熱力学的抑制剤により抑制される領域における製造ウェルの数、及び／又はウェルが、現在の熱力学的抑制剤再生キャパシティを超えるであろう水製造比を増加する場所を増加させたい操作者に、極めて、有益である。
図１は、石油流体における水和物形成を、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤及び熱力学的水和物抑制剤の混合物を用いて防止する実例的方法１００の図式的フローダイヤグラムである。１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を有する石油流体ストリーム１０５は、混合され又はさもなければ、水和物抑制剤混合物ストリーム１１０と接触される。水和物抑制剤混合物は、１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤及び１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤を含む。１又はそれより多くの実施態様において、約０．１〜約１．０ｇの１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤は、石油ストリーム１０５における水１００ｇあたり添加される。１又はそれより多くの実施態様において、少なくとも５ｇの１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤は、石油ストリーム１０５における１００ｇの水あたり添加される。

用語“水和物−形成構成物質”は、高圧及び／又は低温度で水和物を形成する、天然ガスを含む、石油流体における化合物又は分子に関する。“水和物”は、氷のように見える結晶性固体であり、及び水分子が、“水和物−形成構成物質”の周囲にケージのような構造を形成する時、形成する。実例的水和物−形成構成物質としては、炭化水素、例えば、メタン、エタン、プロパン、イソブタン、ブタン、ネオペンタン、エチレン、プロピレン、イソブチレン、シクロプロパン、シクロブタン、シクロペンタン、シクロヘキサン、及びベンゼンが挙げられるが、それらに制限されない。水和物−形成構成物質としては、また、非−炭化水素、例えば、酸素、窒素、硫化水素、二酸化炭素、二酸化硫黄、及び塩素が挙げられる。
用語“ガス”は、“蒸気”と同じ意味で用いられ、及び液体又は固体状態から区別されるようなガス状態における物質又は物質の混合物を意味する。同様に、用語“液体”は、ガス又は固体状態から区別されるような液体状態における物質又は物質の混合物を意味する。

用語“熱力学的水和物抑制剤”は、液体又はガス相のいずれかである石油流体における水和物形成温度を低下する能力がある分子及び／又は化合物、又は分子及び／又は化合物の混合物に関する。例えば、石油流体の最低有効使用温度は、１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤の添加に起因して、少なくとも１．５℃、又は３℃、又は６℃、又は１２℃、又は２５℃低下され得る。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体の最低有効使用温度は、約０．５〜約３０℃、又は約０．５〜約２２℃、又は約０．５〜約１７℃低下され得る。
用語“動力学的水和物抑制剤”は、液体又はガス相のいずれかである石油流体における水和物形成の速度を減少する能力がある分子及び／又は化合物又は分子及び／又は化合物の混合物に関する。動力学的水和物抑制剤は、室温及び／又は運転条件で固体又は液体であり得る。水和物形成速度は、流体が、パイプラインにおいて、水和物形成温度より下の温度で存在する間、水和物が形成されないように動力学的水和物抑制剤により十分に低減され得る。例えば、石油流体の最低有効使用温度は、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤の添加に起因して、少なくとも１．５℃、又は３℃、又は６℃、又は１２℃、又は２５℃低下され得る。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体の最低有効使用温度は、約０．５〜約３０℃、又は約０．５〜約２２℃、又は約０．５〜約１７℃低下され得る。
用語“最小有効使用温度”は、流体が、パイプラインにおいて存在する間、水和物が、水和物形成構成物質を含有する流体において形成しないより上の温度に関する。単に熱力学的抑制について、最低有効使用温度は、熱力学的に抑制された水和物形成温度に等しい。動力学的水和物抑制剤について、最低有効使用温度は、熱力学的に抑制された水和物形成温度より低い。熱力学的及び動力学的抑制の組み合わせについて、最低有効使用温度は、熱力学的に抑制された水和物形成温度より更に低い。

好ましくは、水和物抑制混合物ストリーム１１０は、石油流体ストリーム１０５が、図１において示されるように導管１２０、例えば、パイプラインを通して流れるように、石油流体ストリーム１０５と混合される。示されないけれども、水和物抑制剤混合物ストリーム１１０は、石油流体ストリーム１０５と、バッチモードにおいて、例えば、従来の貯蔵タンク、混合容器、又はフローティング貯蔵容器において混合され得る。
石油流体ストリーム１０５は、オンショアで又はオフショアのいずれかで又はその双方で、１又はそれより多くの炭化水素生産ウェルに起源し得る。石油流体ストリーム１０５それ自体は、天然ガス、ガスコンデンセート、精油、及び／又は水を含有するストリームの１又はいずれかの組み合わせであってもよい。
石油流体ストリーム１０５の源に依存して、石油流体ストリーム１０５は、種々の量の水を有し得る。例えば、石油流体ストリーム１０５は、０．１容量％の水又はそれより多く、５容量％の水又はそれより多く又は９０容量％の水又はそれより多くを有していてもよい。１又はそれより多くの実施態様において、流体ストリーム１０５は、０．１容量％の水〜約９８容量％の水を有していてもよい。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５は、５容量％の水〜約７０容量％の水を有していてもよい。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５は、１０容量％の水〜約５０容量％の水を有していてもよい。石油流体ストリーム１０５は、更に、種々の濃度の塩を含んでいてもよい。

石油流体ストリーム１０５は、また、メタン、エタン、プロパン、イソブタン、ブタン、ネオペンタン、エチレン、プロピレン、イソブチレン、シクロプロパン、シクロブタン、シクロペンタン、シクロヘキサン、ベンゼン、窒素、硫化水素、及び二酸化炭素を含むが、それらに制限されない、種々の量の１又はそれより多くの水和物−形成構成物質を含んでいてもよい。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５は、約１質量％（ｗｔ％）又はそれより多く、５０質量％又はそれより多く、又は９８質量％又はそれより多くの１又はそれより多くの水和物−形成構成物質を含む。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５は、１〜約９８質量％の１又はそれより多くの水和物−形成構成物質を有していてもよい。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５は、１０〜約５０質量％の１又はそれより多くの水和物−形成構成物質を有していてもよい。

水和物形成の速度を減少する能力があり及び水より高い沸点を有する動力学的水和物抑制剤が使用され得る。適切な動力学的水和物抑制剤は、動力学的水和物抑制剤が、水でフラッシュ(flash)されないように、石油ストリーム１０５における水より高い作業圧力での沸点を有するべきである。好ましくは、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤は、水溶性ポリマーである。好ましい水溶性ポリマーは、ガスストリーム又は炭化水素液体ストリームのいずれかにおいて溶性ではない。適切な水溶性ポリマーは、アクリルアミド、マレイミド及びそれらの混合物のポリマー及びコポリマーを含むが、それらに制限されない。いくつかの実例的な動力学的水和物抑制剤としては、ポリ（ビニルピロリドン）（ＰＶＰ）；ポリ（ビニルカプロラクタム）（ＰＶＣａｐ）；ビニルピロリドン及びビニルカプロラクタムのコポリマー；ポリ（Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド）；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びイソ−プロピルメタクリルアミドのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピペリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びメタクリロイルピロリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピロリジンのコポリマー；それらの誘導体；及びそれらの混合物が挙げられるが、それらに制限されない。他の実例的動力学的水和物抑制剤としては、例えば、アクリルアミド／マレイミドコポリマー、例えば、マレイミド（ＭＥ）、エチルマレイミド（ＥＭＥ）、プロピルマレイミド（ＰＭＥ）、及びブチルマレイミド（ＢＭＥ）で共重合されたジメチルアクリルアミド（ＤＭＡＭ）が挙げられるが、それらに制限されない。更に、他の実例的動力学的水和物抑制剤としては、例えば、アクリルアミド／マレイミドコポリマー、例えば、ＤＭＡＭ／メチルマレイミド（ＤＭＡＭ／ＭＭＥ）、及びＤＭＡＭ／シクロヘキシルマレイミド（ＤＭＡＭ／ＣＨＭＥ）、Ｎ−ビニルアミド／マレイミドコポリマー、例えば、Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド／エチルマレイミド（ＶＩＭＡ／ＥＭＥ）、及びラクタム／マレイミドコポリマー、例えば、ビニルカプロラクタム／エチルマレイミド（ＶＣａｐ／ＥＭＥ）が挙げられるが、それらに制限されない。好ましくは、動力学的水和物抑制剤としては、ポリ（ビニルカプロラクタム）が挙げられる。追加の実例的ポリマー及びコポリマーは、米国特許第5,936,040号;第6,015,929号;第6,028,233号;第6,107,531号;及び第6,194,622号において記載される。

好ましくは、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤は、１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤において溶性である。１又はそれより多くの実施態様において、１又はそれより多くの熱力学的水和物抑制剤は、室温で固体である動力学的水和物抑制剤のための溶剤として役立つ。従って、その抑制剤を溶解し及び石油流体の水性相に供給するのに適する熱力学的水和物抑制剤が使用され得る。実例的熱力学的水和物抑制剤としては、塩水、海水、生産塩水(produced brine)、メタノール、エタノール、プロパノール、イソプロパノール、グリコール、それらの水溶液又はそれらの混合物が挙げられるが、それらに制限されない。好ましくは、熱力学的水和物抑制剤としては、１又はそれより多くのグリコール、例えば、モノエチレングリコール（ＭＥＧ）が挙げられる。１又はそれより多くの実施態様において、熱力学的水和物抑制剤としては、メタノールが挙げられる。１又はそれより多くの実施態様において、熱力学的水和物抑制剤としては、ＭＥＧ及びメタノールの混合物が挙げられる。
１又はそれより多くの実施態様において、抑制剤混合物１１０は、約５容量％〜約９９容量％の１又はそれより多くの熱力学的抑制剤及び約０．１容量％〜約５０容量％の１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含んでいてもよい。混合物１１０の残りは、水であってもよい。１又はそれより多くの実施態様において、抑制剤混合物１１０は、約２０容量％〜約９９容量％の１又はそれより多くの熱力学的抑制剤及び約０．５容量％〜約２０容量％又はそれより多くの１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む。好ましくは、抑制剤混合物１１０は、約５容量％未満、４容量％未満、３容量％未満、２容量％未満、又は１．５容量％未満の１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含有する。好ましくは、水和物抑制剤混合物１１０は、５０容量％未満の水、例えば、４０容量％未満、３０容量％未満又は２０容量％未満の水を含有する。
１又はそれより多くの実施態様において、水和物抑制剤混合物１１０は、処理流体におけるグリコールの水に対する比が１：１に等しいか又はそれ未満であるように、適切な量において石油流体ストリーム１０５に添加される。１又はそれより多くの実施態様において、処理ストリーム１２５におけるグリコールの水に対する比は、０．８：１未満である。１又はそれより多くの実施態様において、処理ストリーム１２５におけるグリコールの水に対する比は、０．７：１未満である。１又はそれより多くの実施態様において、処理ストリーム１２５におけるグリコールの水に対する比は、０．５：１未満である。

更に、図１に言及して、水和物抑制剤混合物ストリーム１１０及び石油流体ストリーム１０５の組み合わせは、処理ストリーム１２５を提供し、その中において、水和物形成が、抑制され又は少なくとも実質的に抑制される。処理ストリーム１２５は、水和物抑制剤混合物ストリーム１１０及び石油流体ストリーム１０５からの、石油流体、水和物形成構成物質、水和物抑制剤、及び水を含む。処理ストリーム１２５の最低有効使用温度は、また、低下される。１又はそれより多くの実施態様において、処理ストリーム１２５の最低有効使用温度は、少なくとも１．５℃、又は３℃、又は６℃、又は１２℃、又は２５℃低下される。１又はそれより多くの実施態様において、処理ストリーム１２５の最低有効使用温度は、約０．５℃〜約３０℃、又は約０．５℃〜約２２℃、又は約０．５℃〜約１７℃低下される。
処理ストリーム１２５は、セパレーター１４０、例えば、水平圧力容器を用いて分離され得る。処理ストリーム１２５は、ガスが、少なくとも油相及び最も起こりそうなことには油相と混合される水性相に分離され得る。ガスは、次いで、油相から、ガス分離のための任意の技術を用いて分離され得る。
処理ストリーム１２５は、好ましくは、ガス相ストリーム１４２、油相ストリーム１４５（“第一液体相ストリーム”）、及び水性相ストリーム１５０（“第二液体相ストリーム”）を提供するのに十分である条件で分離される。例えば、処理ストリー１２５は、約４０℃又はそれより高い温度及び約６０バール又はそれより高い圧力で分離され得る。好ましくは、処理ストリーム１２５は、処理ストリーム１２５からの大部分の水及び水和物抑制剤を含有する水性相ストリーム１５０を提供するのに十分な条件で分離される。１又はそれより多くの実施態様において、９９．９容量％までの水及び水和物抑制剤は、処理ストリーム１２５から除去され及び水性相ストリーム１５０において単離される。ごく一部の水及び水和物抑制剤は、ガス相ストリーム１４２及び／又は油相ストリーム１４５において同伴され得る。

ガス相ストリーム１４２及び油相ストリーム１４５は、次いで、消費又は販売のために必要に応じ処理され得る。石油流体ストリーム１０５の源に依存して、ガス相ストリーム１４２は、メタン、エタン、プロパン、ブタン、ペンタン、ヘキサン、シクロヘキサン、硫化水素、二酸化炭素、窒素及び水を含んでいてもよい。同様に、油相ストリーム１４５は、いくつかのガス相成分、及び重炭化水素、例えば、パラフィン、芳香族化合物、樹脂及びアスファルテンを含んでいてもよい。
１又はそれより多くの実施態様において、一部のガス相ストリーム１４２は、消費され又は消費のために販売され得及び残りの部分のガス相ストリーム１４２は、地下の溜めに再注入され得る。例えば、ガス相ストリーム１４２は、販売及び／又は消費のための第一ストリーム及び再注入のための第二相ストリームに分けられ得る。販売及び／又は消費のための第一ストリームを、処理(process or treat)して、硫黄−含有化合物及び／又は二酸化炭素を含む酸ガスを除去し、使用するのに適するストリームを製造し得る。１又はそれより多くの実施態様において、第一ストリームは、低音蒸留方法、例えば、米国特許第4,533,372号において示され及び記載されるような制御凍結ゾーンを有する方法を用いて処理されて、消費のための環境規格に適合する生産ストリーム及び除去された酸ガスを含有する廃ストリームを製造し得る。第二ストリームは、プロセシングユニットの周囲をバイパスされ及びプロセッシングユニットからの廃ストリームと組み合わせされて、再注入のための組み合わせられた酸ガスストリームを形成し得る。
水性相ストリーム１５０は、分離されて、捕捉水を、水和物抑制剤混合物から除去することができる。例えば、水性相ストリーム１５０は、カラム又はタワー１６０を用いて分離されて、水を、オーバーヘッドストリーム１６５又は“第一ストリーム”として除去することができる。水和物抑制剤混合物は、次いで、カラム１６０から、ボトムストリーム１７５又は“第二ストリーム”として回収することができ、それは、後に使用するために、従来の貯蔵容器１８０において貯蔵することができる。１又はそれより多くの実施態様において、回収された水和物抑制剤混合物１７５は、パイプライン１２０に、リサイクルストリーム１９０を介して戻すことができる。リサイクルストリーム１９０は、ポンプ１８５を用いて圧力上昇されて、パイプライン１２０の水圧要求に適合することができる。従来のポンプ、例えば、回転又は遠心ポンプが、使用され得る。

１又はそれより多くの実施態様において、水性相ストリーム１５０は、水の沸点より上の温度でフラッシュされて、水を、水和物抑制剤混合物から駆動(drive)する。例えば、水性相ストリーム１５０は、１００℃より上、例えば、約１２０℃又はそれより高く、約１３０℃又はそれより高く、又は約１４０℃又はそれより高く、又は約１５０℃又はそれより高い温度でフラッシュすることができる。１又はそれより多くの実施態様において、水性相ストリーム１５０は、約１００〜約１７５℃の温度でフラッシュされる。
カラム１６０の作動圧は、約０．５バールの低さ〜約２００バールの高さの範囲であり得る。好ましくは、カラム１６０の作動圧は、大気圧より上である。例えば、カラム１６０の作動圧は、約１〜約１５０バールであり得る。１又はそれより多くの実施態様において、カラム１６０の作動圧は、約１〜約５０バールであり得る。１又はそれより多くの実施態様において、カラム１６０の作動圧は、約１バール、２バール、又は３バールの低さ〜約３バール、１０バール、又は１５バールの高さの範囲であり得る。

カラム１６０からのオーバーヘッドストリーム（“第一ストリーム”）１６５において、水和物抑制剤の濃度は０〜約０．１質量％、水の濃度は９９〜約１００質量％、及び水和物形成構成物質の濃度は０〜約１質量％であってもよい。カラム１６０からのオーバーヘッドストリーム（“第一ストリーム”）において、水性相ストリーム１５０からの動力学的水和物抑制剤の濃度は０〜約０．１質量％、水性相ストリーム１５０からの熱力学的水和物抑制剤の濃度は０〜約１質量％、水性相ストリーム１５０からの水の濃度は２０〜約１００質量％、及び水性相ストリーム１５０からの水和物−形成構成物質の濃度は２０〜約１００質量％であってもよい。主としてフラッシュされた水からなるオーバーヘッドストリーム１６５は、処分又は付加的使用のためにリサイクルすることができる。
カラム１６０からのボトムストリーム（“第二ストリーム”）１７５は、貯蔵容器１８０に移動することができる。１又はそれより多くの実施態様において、第二ストリーム１７５では、動力学的水和物抑制剤の濃度が０．１〜約５０質量％、熱力学的水和物抑制剤の濃度が５〜約９９質量％、水の濃度が０〜約５０質量％、及び水和物−形成構成物質の濃度が０〜約０．１質量％（“極微量”）であってもよい。１又はそれより多くの実施態様において、第二ストリーム１７５では、動力学的水和物抑制剤の濃度が０．５〜約２０質量％、熱力学的水和物抑制剤の濃度が２０〜約９９質量％、水の濃度が０〜約３０質量％、及び水和物−形成構成物質の濃度が約０．１質量％未満（“極微量”）であってもよい。
上に言及されるように、処理されるべき石油流体１０５は、種々の量の塩を含んでいてもよい。そのような塩は、除去されず又は別の方法で処理される場合、カラム１６０の処理条件に依存して、リサイクルストリーム１９０において又はカラム１６０において蓄積され得る。塩を処理するための適切な技術は、米国特許第6,340,373号において記載される。

驚くべきことに、石油流体ストリーム１０５に添加される水和物抑制剤混合物の大部分は、ボトムストリーム１７５において捕獲される。言い換えれば、損失は最小限であり及び水和物抑制剤混合物の回収効率は極めて高い。例えば、液体ボトムストリーム１７５は、石油流体ストリーム１０５に添加される水和物抑制剤混合物を少なくとも９９容量％含有する。１又はそれより多くの実施態様において、石油流体ストリーム１０５に添加される水和物抑制剤混合物の事実上９９．９５容量％は、ボトムストリーム１７５において回収される。動力学的水和物抑制剤の回収効率は、グリコールを上回る規模のオーダーであり得るこの原料の高いコストのために、特に重要である。
また、１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤のグリコールに対する比は、回収システム中一定のままであり得る。水性相ストリーム１５０における水が、１又はそれより多くの動力学的水和抑制剤及びグリコールより低い沸点を有する場合、水のみが、カラム１６０からのオーバーヘッドストリーム１６５において除去されるであろう。カラム１６０は、エントレインメント損失を被らないそのような大きな操作ウィンドウで操作することができる。従って、水性相ストリーム１５０からの１又はそれより多くの動力学的水和物抑制剤及びグリコールの１００％を、カラム１６０からのボトムストリーム１７５において回収することができる。動力学的水和物抑制剤及びグリコールの損失のみが、セパレーター１４０において発生し得る。及び次いで、ほんの極微量（即ち、０．１質量％未満）の動力学的水和物抑制剤及び／又はグリコールが、ガス相ストリーム１４２又は油相ストリーム１４５におけるエントレインメントに起因して損失される。

再び図１に言及して、回収された水和物抑制剤混合物は、後に使用するために容器１８０において貯蔵され得る。追加の又は新鮮な抑制剤は、処理条件又は規格を変化することに適合するために必要ならば（図１において示されない）貯蔵容器１８０に添加され得る。例えば、１又はそれより多くの抑制剤は、石油流体ストリーム１０５の組成、天候条件、規格要求、規則、それらの組み合わせをベースとして添加され又は補充され得る。必要な場合、容器１８０からの水和物抑制剤混合物を含有するリサイクルストリーム１９０は、図１において示されるように、ポンプ１８５を介して、石油流体ストリーム１０５を入れる導管１２０に移送され得る。
種々の用語は、上に定義した。請求の範囲において使用される用語が、上に定義されない範囲まで、最も広範な定義を、少なくとも１つの刊行物又は登録された特許において反映されるようなその用語を与えられた当業者に与えられるべきである。いくつかの実施態様及び特徴は、また、一連の数的上限値及び一連の数的下限値を用いて記載してきた。下限値〜上限値の範囲が、他に示唆されない限り、熟考されることが理解されるべきである。いくつかの下限値、上限値及び範囲は、１又はそれより多くの下の請求の範囲において記載される。全数値は、示唆された値の“約”又は“おおよそ”であり、及び当該技術分野における当業者により予期されるであろう実験誤差及び変更が考慮に入れられる。更に、本件明細書において引用される全特許、試験手順、及び他の文献は、そのような開示が、本件明細書に矛盾しない程度で参考文献として十分に導入され及び全ての権限のためにそのような導入が許可される。
前述は、本発明の実施態様に関するものであるが、本発明の他の及び更なる実施態様は、それらの基本的な範囲から逸脱することなく考案され得、及びそれらの範囲は、以下の請求の範囲により決定される。

図１は、水和物形成を、記載される実施態様に従って、１又はそれより多くの動力学的及び熱力学的水和物抑制剤の混合物を用い及びその混合物を回収して、防止する、実例的な図式的フローダイヤグラムである。

Claims (51)

1. 水和物−形成構成物質を有する流体を処理する方法であって、以下を含む方法：
   グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体に導入して、グリコール、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む処理流体を提供すること；
   処理流体を、油相ストリーム及び水性相ストリームを提供するのに十分な条件で分離すること、ここで水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含み；及び
   水の沸点より上の温度で水性相ストリームを加熱して、水を含む第一ストリーム及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む第二ストリームを、水性相ストリームから提供すること。
2. 更に、１又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む第二ストリームを再利用することを含む請求項１に記載の方法。
3. 混合物を導入することが、混合物を、流体を含有するパイプラインに添加することを含む請求項１に記載の方法。
4. 水和物−形成構成物質が、メタン、エタン、プロパン、イソブタン、ブタン、ネオペンタン、エチレン、プロピレン、イソブチレン、シクロプロパン、シクロブタン、シクロペンタン、シクロヘキサン、及びベンゼンからなる群より選択される１又はそれより多くの炭化水素を含む請求項１に記載の方法。
5. 水和物−形成構成物質が、窒素、硫化水素、及び二酸化炭素からなる群より選択される１又はそれより多くの非−炭化水素を含む請求項１に記載の方法。
6. 混合物における１又はそれより多くの動力学的抑制剤の濃度が、５質量％未満である請求項１に記載の方法。
7. 処理流体におけるグリコールの水に対する比が１：１に等しいか又はそれ未満である請求項１に記載の方法。
8. １又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む第二ストリームが、１質量％未満の水和物−形成構成物質を含む請求項１に記載の方法。
9. 水性相ストリームが、１００℃より高く加熱される請求項１に記載の方法。
10. 混合物が、更に、塩水、海水、生産塩水、メタノール、エタノール、プロパノール、イソプロパノール、グリコール、それらの水溶液又はそれらの混合物を含む請求項１に記載の方法。
11. グリコールが、モノエチレングリコール又はポリエチレングリコールを含む請求項１に記載の方法。
12. 混合物が、モノエチレングリコール及びメタノールを含む請求項１に記載の方法。
13. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルピロリドン）；ポリ（ビニルカプロラクタム）；ポリアクリルアミド；ビニルピロリドン、ビニルカプロラクタム、及び／又はアクリルアミドのコポリマー、ポリ（Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド）；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びイソ−プロピルメタクリルアミドのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピペリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びメタクリロイルピロリジンのコポリマー、及びＮ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピロリジンのコポリマー；それらの誘導体；及びそれらの混合物からなる群より選択される請求項１に記載の方法。
14. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルカプロラクタム）を含む請求項１に記載の方法。
15. 流体が、天然ガスを含む請求項１に記載の方法。
16. 水和物−形成構成物質を有する流体を処理する方法であって、以下を含む方法：
    グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を有する流体に導入して、グリコール、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む処理流体を提供すること；
    処理流体を、水性相ストリームを処理流体から回収するのに十分な条件で分離すること、水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、グリコール及び水を含み；
    水性相ストリームを処理して、水及び１又はそれより多くの水和物−形成構成物質を除去すること；及び
    本質的に全てのグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、水性相ストリームから回収すること。
17. 混合物を導入することが、混合物を、流体を含有するパイプラインに添加することを含む請求項１６に記載の方法。
18. 水和物−形成構成物質が、メタン、エタン、プロパン、イソブタン、ブタン、ネオペンタン、エチレン、プロピレン、イソブチレン、シクロプロパン、シクロブタン、シクロペンタン、シクロヘキサン、及びベンゼンからなる群より選択される１又はそれより多くの炭化水素を含む請求項１６に記載の方法。
19. 水和物−形成構成物質が、窒素、硫化水素、及び二酸化炭素からなる群より選択される１又はそれより多くの非−炭化水素を含む請求項１６に記載の方法。
20. 混合物における１又はそれより多くの動力学的抑制剤の濃度が、３０質量％未満である請求項１６に記載の方法。
21. 処理流体におけるグリコールの水に対する比が１：１の比に等しいか又はそれ未満である請求項１６に記載の方法。
22. 第二液相ストリームが、１００℃より高く加熱される請求項１６に記載の方法。
23. 混合物が、更に、塩水、海水、生産塩水、メタノール、エタノール、プロパノール、イソプロパノール、グリコール、それらの水溶液又はそれらの混合物を含む請求項１６に記載の方法。
24. グリコールが、モノエチレングリコール又はポリエチレングリコールを含む請求項１６に記載の方法。
25. 混合物が、モノエチレングリコール及びメタノールを含む請求項１６に記載の方法。
26. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルピロリドン）；ポリ（ビニルカプロラクタム）、ポリアクリルアミド；ビニルピロリドン、ビニルカプロラクタム、及び／又はアクリルアミドのコポリマー；ポリ（Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド）；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びイソ−プロピルメタクリルアミドのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピペリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びメタクリロイルピロリジンのコポリマー、及びＮ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピロリジンのコポリマー；それらの誘導体；及びそれらの混合物からなる群より選択される請求項１６に記載の方法。
27. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルカプロラクタム）を含む請求項１６に記載の方法。
28. 流体が、天然ガスを含む請求項１６に記載の方法。
29. 水和物−形成構成物質を有する流体を処理する方法であって、以下を含む方法：
    石油流体を、１又はそれより多くのウェルから生産すること、石油流体は、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質、天然ガス、油及び水を含み；
    石油流体を、１又はそれより多くのウェルから移送すること；
    グリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、石油流体に導入して、天然ガス、油、水、グリコール、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む処理流体を提供すること；
    処理流体を、ガス相ストリーム、油相ストリーム、及び水性相ストリームに分離すること、ここで水性相ストリームは、１又はそれより多くの動力学的抑制剤、１又はそれより多くの水和物−形成構成物質、グリコール及び水を含み；
    ガス相ストリームを液化して、液化天然ガスストリームを形成すること；
    水性相ストリームを処理して、水の少なくとも一部を除去すること；及び
    本質的に全てのグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物を、水性相ストリームから回収すること。
30. 更に、液化天然ガスストリームを、第一の位置から第二の位置に移送することを含む請求項２９に記載の方法。
31. 更に、液化天然ガスストリームを、気相状態に再ガス化することを含む請求項２９に記載の方法。
32. 更に、１又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む液相ストリームを再利用することを含む請求項２９に記載の方法。
33. 混合物を導入することが、混合物を、流体を含有するパイプラインに添加することを含む請求項２９に記載の方法。
34. 水和物−形成構成物質が、メタン、エタン、プロパン、イソブタン、ブタン、ネオペンタン、エチレン、プロピレン、イソブチレン、シクロプロパン、シクロブタン、シクロペンタン、シクロヘキサン、及びベンゼンからなる群より選択される１又はそれより多くの炭化水素を含む請求項２９に記載の方法。
35. 水和物−形成構成物質が、窒素、硫化水素、及び二酸化炭素からなる群より選択される１又はそれより多くの非−炭化水素を含む請求項２９に記載の方法。
36. 混合物における１又はそれより多くの動力学的抑制剤の濃度が、５０質量％未満である請求項２９に記載の方法。
37. 処理流体におけるグリコールの水に対する比が１：１に等しいか又はそれ未満である請求項２９に記載の方法。
38. １又はそれより多くの動力学的抑制剤及びグリコールを含む液相ストリームにおける水和物−形成構成物質の濃度が、２容量％未満である請求項２９に記載の方法。
39. 第二液相ストリームが、１００℃より高く加熱される請求項２９に記載の方法。
40. 混合物が、更に、塩水、海水、生産塩水、メタノール、エタノール、プロパノール、イソプロパノール、グリコール、それらの水溶液、又はそれらの混合物を含む請求項２９に記載の方法。
41. グリコールが、モノエチレングリコール又はポリエチレングリコールを含む請求項２９に記載の方法。
42. 混合物が、モノエチレングリコール及びメタノールを含む請求項２９に記載の方法。
43. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルピロリドン）；ポリ（ビニルカプロラクタム）；ポリアクリルアミド；ビニルピロリドン、ビニルカプロラクタム、及び／又はアクリルアミドのコポリマー；ポリ（Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド）；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びイソ−プロピルメタクリルアミドのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピペリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びメタクリロイルピロリジンのコポリマー；Ｎ−メチル−Ｎ−ビニルアセトアミド及びアクリロイルピロリジンのコポリマー；それらの誘導体；及びそれらの混合物からなる群より選択される請求項２９に記載の方法。
44. １又はそれより多くの動力学的抑制剤が、ポリ（ビニルカプロラクタム）を含む請求項２９に記載の方法。
45. 流体が、天然ガスを含む請求項２９に記載の方法。
46. １又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体が、フローティング貯蔵容器に含有される請求項１に記載の方法。
47. １又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体が、フローティング貯蔵容器に含有され、及びグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物の少なくとも一部が、フローティング貯蔵容器中、流体に導入される請求項１に記載の方法。
48. １又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体が、フローティング貯蔵容器に含有される請求項１６に記載の方法。
49. １又はそれより多くの水和物−形成構成物質及び水を含む流体が、フローティング貯蔵容器に含有され、及びグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物の少なくとも一部が、フローティング貯蔵容器中、石油流体に導入される請求項１６に記載の方法。
50. １又はそれより多くのウェルからの石油流体が、フローティング貯蔵容器に移送される請求項２９に記載の方法。
51. １又はそれより多くのウェルからの石油流体が、フローティング貯蔵容器に移送され、及びグリコール及び１又はそれより多くの動力学的抑制剤を含む混合物の少なくとも一部が、フローティング貯蔵容器中、石油流体に導入される請求項２９に記載の方法。

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