JP4272164B2 - 高圧ガス処理の構成及び方法 - Google Patents

Description

本発明の分野はガス処理であり、特に高圧でのガス処理及び高圧ガスの販売ガスパイプライン及び圧入井への送出に関する。

多くの炭化水素貯留層は原油及び炭化水素凝縮物と共に大量のガスを含んでいる。更なる処理のために液体炭化水素留分を生産するために、付随ガスはオイル／ガス生産設備で液体炭化水素から分離され、その付随ガスはしばしば炭化水素貯留層に逆圧入される。

オイル／ガス生産設備が消費者の比較的近くにあるとき、付随ガスの少なくとも一部は消費者規格まで更に処理され得る。一方、付随ガスの販売または他の商業的用途が費用効率的でない場合には、付随ガスは多くの場合オイル生産量を比較的一定に維持するために適当な貯留層に圧入される。或いは、オイル／ガス生産設備では、付随ガスの少なくとも一部の販売と付随ガスの別の部分の圧入を組合せてもよい。しかしながら、ガス圧入圧力は通常販売ガス圧力（例えば、１５００〜３０００ｐｓｉ以上）よりも非常に高いので、圧入ガス圧縮機及び販売ガス圧縮機は通常別々に必要である。更に、オイル生産量は販売ガス需要量にかなり依存している。従って、販売ガスの需要量が減ると付随ガスの生産量も低下し、よってオイル生産量が低下する。販売ガスの量の低下に関連する問題の少なくとも幾つかを解消するためには、液体炭化水素の生産量を比較的高く維持すべく過剰の付随ガスがフレアされ得る。しかしながら付随ガスのフレアは環境上問題である。

他の障害の中で、付随ガスからの販売ガスの生産コストが比較的に高いことが付随ガスの商業的使用に悪影響を与えている。例えば、販売ガス生産のために付随ガスを処理する最もよく知られた方法では、付随ガスをまず処理して酸性ガスを除去し、次いで脱水し、最後に販売ガス圧力に圧縮する。更に、寒冷環境では販売ガスは永久凍土を保護するために冷却されなければならない。その方法は比較的高価である。既存の圧入ガス圧縮装置を販売ガス圧縮に転用するときには特にそうである（例えば、圧入ガス圧縮機を再運転させることはしばしば困難であり、通常設備の少なくとも一部を運転停止させなければならない）。上記オイル／ガス施設の問題は酸性ガス除去のために活性化アミンを使用することにより悪化することが多い。活性化アミン溶媒は通常吸収及び再生のために多大な加熱と冷却を必要とし、よって多くのコスト及びエネルギー消費が付加される。また、活性化アミン溶媒は含水量が高いためにしばしば凍結しやすい。

従って、各種炭化水素材料を分離し、処理するための各種構成及び方法が当業界で公知であるが、多くの問題がなお存在し、上記構成及び方法を付随ガス圧入モードから付随ガスの少なくとも一部を処理して消費者に販売する複合モードにグレードアップさせるときには特にそうである。そのため、ガス処理の改良された構成及び方法が依然として要望されている。

本発明は、ガス、最も好ましくは付随ガスの酸性ガス成分をパイプライン圧力またはその近くの圧力（例えば、約１５００〜２５００ｐｓｉｇ）で除去するガス処理の構成及び方法に関する。特に好ましい構成及び方法では、付随ガスの流量（及び同時に粗炭化水素生成物の流量）は販売ガス流量が変動しても実質的に一定に維持され得る。

本発明の主題の１態様では、プラントは圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部をパイプライン圧力を超える圧力で受容する酸性ガス除去ユニットを含む。ここで脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスは販売ガス及び酸性ガスを含み、前記酸性ガスは前記酸性ガス除去ユニットにおいて物理的または化学的溶媒を用いて除去される。より好ましい構成では、脱水／Ｃ５^＋枯渇ガス（及び、より好ましくは脱水／Ｃ４^＋枯渇ガス）は少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０°Ｆの水露点を有する。一方、物理的溶媒はプロピレンカーボネート、モルホリン溶媒及びポリエチレングリコールのジメチルエーテルからなる群から選択され、化学的溶媒はＭＤＥＡ（例えば、活性化ＭＤＥＡ）または他の適当なアミンからなる。

上記構成において、パイプライン圧力は少なくとも２３００ｐｓｉｇであり及び／または脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの圧力は酸性ガスを酸性ガス除去ユニットにおいて除去する前に（例えば、ターボエキスパンダを用いて）ほぼパイプライン圧力に低下させる。よって、酸性ガス除去ユニットはパイプライン圧力よりも低い圧力で操作することを認識すべきである。更に好ましい実施態様では、酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスはターボエキスパンダから生じたパワーによりパイプライン圧力に圧縮され、酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスは冷媒として使用され得る。さらに本発明の別の構成では、前記プラントは更に圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部をパイプライン圧力よりも高い圧力で受容するバイパスを含み得る。この脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部は貯留層に圧入される（脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部は該脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの全流量の最高１００％を占め得る）。以下の本発明の別の構成では、通常酸性ガス除去ユニットにより除去された酸性ガスを圧縮し、貯留層に圧入することが好ましい。

本発明の主題の別の態様では、プラントは酸性ガスを含む脱水ガスを受容し、その脱水ガスを圧入圧力に圧縮して圧縮ガスを形成する圧入ガス圧縮ユニットを含んでいてもよく、この場合酸性ガス除去ユニットは圧縮ガスの第１部分を受容し、酸性ガスの少なくとも一部は酸性ガス除去ユニットにおいて少なくともパイプライン圧力で物理的または化学的溶媒を用いて除去されて販売ガスが形成され、この販売ガスはパイプラインに送られ、除去された酸性ガスは圧縮され、貯留層に圧入される。場合により、圧縮ガスの第２部分は廃棄または増進回収のために貯留層に圧入される。脱水ガス、販売ガスのパイプライン圧力及び物理的または化学的溶媒に関しては上記と同じ要件が当てはまる。

本発明の主題のさらに別の態様では、プラントは粗炭化水素生成物と共に販売ガス及び酸性ガスを含む付随ガスを生産速度で与える炭化水素源、及び付随ガスの少なくとも一部を受容し、圧縮して圧縮付随ガスを生成する圧入ガス圧縮ユニットを含み得る。このプラントは更に、圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合しており、圧縮付随ガスの少なくとも一部をＪＴバルブまたはターボエキスパンダを介して受容する酸性ガス除去ユニット、及び圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合しており、圧縮付随ガスの一部を受容して粗炭化水素生成物の生産速度を販売ガスの流量と無関係とするバイパスを含む。本発明の主題を限定するものではないが、前記プラントは更に付随ガスを脱水し、Ｃ５^＋枯渇して少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０°Ｆの水露点を有する処理ガスを形成するオイル／ガス生産設備を含むことが通常好ましい。更に、圧入ガス圧縮ユニットが処理ガスを販売ガスのパイプライン圧力よりも高い圧力（例えば、約３５００ｐｓｉｇ）に圧縮することが通常好ましい。よって、酸性ガス除去ユニットをほぼ販売ガスパイプライン圧力またはそれ以下の圧力で操作し得ることを認識すべきである。

本発明の各種目的、要件、態様及び作用効果は添付図面に沿った本発明の好ましい実施態様の下記する詳細説明から自明になるであろう。添付図面中、同一番号は同種の部品を指す。

本発明者らは、販売ガスが高圧（例えば、３５００ｐｓｉ以上）付随ガスから生産され得、酸性ガスは中圧及び高圧ガスパイプラインのためパイプライン圧力にほぼ等しいかまたは超える圧力で付随ガスから除去されることを知見した。本発明の構成及び方法は、オイル／ガス生産装置が圧入圧縮機を有し、付随ガスの少なくとも一部から販売ガスを生産するように改造する場合に特に有用である。

本明細書中、用語「付随ガス」は原油と共に天然炭化水素貯留層から回収される主にＣ１〜Ｃ４成分を含有するガス状炭化水素を指す。対照的に、本明細書中、用語「販売ガス」は付随ガス中に含まれる酸性ガスの少なくとも一部を除去することにより付随ガスから形成される処理ガスを指す。しかしながら、販売ガスを特に水、芳香族化合物及び／またはイオウ含有化合物を除去するように更に処理してもよい。

本明細書中、用語「中圧」は約１２００〜約１７００ｐｓｉｇの範囲の圧力を指し、用語「高圧」は約２２００〜約２７００ｐｓｉｇの範囲及びそれ以上の圧力を指す。本明細書中、用語「約」は数値と共に使用されるとき、特記しない限りその数値の１０％以内の絶対偏差を指す。従って、例えば用語「約１０００ｐｓｉｇ」は９００〜１１００ｐｓｉｇの範囲を含む。

公知方法と比較して本発明の構成及び方法の特に有利な点及び違いを示すために、従来技術を図１に示す。従来技術では、処理プラントは圧入ガス圧縮と販売ガス処理／圧縮を平行に独立させた構成を有し、アミン処理ユニットは販売ガス圧縮機の上流にある。すなわち、供給ガス（流れ１）は、典型的には約８ＢＳＣＦＤの流量及び約６００ｐｓｉｇの供給圧力での原油生産設備からの付随ガスである。供給ガスをまず液体回収ユニット１０１において処理する。この液体回収ユニットにおいて供給ガスは−４０°Ｆの水露点まで脱水され、Ｃ５^＋成分の大部分が除去される。この液体回収ユニットは通常重質炭化水素を除去するためにリーンオイル吸収ユニットを使用しており、前記重質炭化水素は流れ２として回収される。

前記液体回収ユニットからのこうして形成されたＣ５^＋枯渇ガス（流れ３）は２つの流れ、すなわち流れ４及び流れ５に分割される。これらの流れはそれぞれガス圧入及び販売ガス生成のために使用される。約４ＢＳＣＦＤの流量の流れ４は圧入ガス圧縮機１０７により圧縮されて、（単独で、または流れ１０として圧縮ＣＯ_２と組み合わせた後）貯留層に圧入するための３８００ｐｓｉｇの流れ９が形成される。４ＢＳＣＦＤの流量の流れ５は約６００ｐｓｉｇで操作する酸性ガス除去ユニット１０２において二酸化炭素を除去すべく処理される。前記酸性ガス除去ユニットは通常活性化ＭＤＥＡ吸収方法を利用している。用語「活性化ＭＤＥＡ」はＭＤＥＡ（メチルジエタノールアミン）及び少なくとも１つの第１級及び／または第２級アミン、またはピペラジンを含む溶媒を指す。酸性ガス除去ユニットを出た処理ガス（流れ６）は通常吸収方法由来の水で飽和されている。販売ガス脱水ユニット１０４では水の大部分が除去されて、処理された脱水販売ガス流れ１１が形成される。この流れ１１は販売ガス圧縮機１０５を用いて約２５００ｐｓｉｇ（高圧パイプラインを用いる場合）に圧縮される。販売ガス圧縮機を出た圧縮販売ガス１２は通常約１００°Ｆの温度を有しており、寒冷環境では永久凍土層を保護するために販売ガス冷却ユニット１０６において約３０°Ｆに更に冷却しなければならない。次いで、こうして冷却された圧縮販売ガスは流れ１３として高圧パイプラインに運ばれる。二酸化炭素流れ（流れ７）はＣＯ_２圧入圧縮機１０３において乾燥、圧縮されて、（通常圧縮付随ガス流れ９と一緒に）通常３８００ｐｓｉｇで貯留層に圧入するための流れ８が形成される。

活性化ＭＤＥＡ吸収方法では溶媒再生のために多くの加熱及び冷却を必要とすることを特に認識しなければならない。更に、ＭＤＥＡ吸収ユニットからの水損失は処理ガス（流れ６）及び二酸化炭素流れ（流れ７）が水で飽和されているので比較的多い。従って、適切な溶媒濃度を維持するために比較的大量の水を補給しなければならない。

更に、（圧入ガス圧縮及び販売ガス圧縮を平行に用いる）前記構成では、圧入ガスブランチ（流れ４）及び／または販売ガスブランチ（流れ５）の流量の変動が付随ガスの全流量、よってオイルの全生産率に悪影響を及ぼすであろうことを認識しなければならない。通常、圧入ガスブランチの流量は比較的一定である。よって、販売ガスマーケットの変動、特に販売ガスマーケットの下落（これに伴う販売ガス生産の低下）により、付随ガスの流量が低下し、よって（生産収入の実質的低下をもたらす）オイル生産率が低下するであろう。

対照的に、図２に示すように、オイル／ガス設備は、圧入ガス圧縮機の後に販売ガスを高圧で物理的溶媒吸収方法を用いて処理するユニットという例示的構成を有しており、こうすると付随ガス流量は販売ガス生産率と無関係となる。供給ガス１及び液体回収ユニット１０１に関しては上記したと同じ構成及び要件が当てはまる。すなわち、Ｃ５^＋液体流れ２は液体パイプラインを介してプラントを離れる。

しかしながら、液体回収ユニットを出た（約６００ｐｓｉｇの）流れ３は通常販売ガスブランチ及び圧入ガスブランチに分割されないことを認識すべきである。従って、液体回収ユニットからの乾燥／Ｃ５^＋枯渇ガス（流れ３）の全流量のすべてまたは殆どすべてが圧入ガス圧縮機１０７において圧縮され、ガス圧は約６００ｐｓｉｇから約３８００ｐｓｉｇに上昇して圧縮流れ４が形成される。次いで、圧縮流れ４は少なくとも２つの流れ９（圧入ガスブランチ）及び流れ５（販売ガスブランチ）に分割される。通常の操作条件下では、流れ９は直接４ＢＳＣＦＤの流量で圧入ガス貯留層に送られる。しかしながら、圧入ガスの流量は変更可能であり、販売ガスマーケットの需要が下落したときには８ＢＳＣＦＤまで上昇させ得ることを認識すべきである。

通常４ＢＳＣＦＤの流量の流れ５の圧力はＪＴバルブ１０６において約２５１０ｐｓｉｇに低下させられる。圧力低下したガス（流れ６）はジュール・トムソン効果により約７６°Ｆに冷却され、酸性ガス除去ユニット１０２に供給される。このユニット１０２は、約２５００ｐｓｉｇで操作する二酸化炭素除去のために物理的溶媒（例えば、ＦＬＵＯＲ ＳＯＬＶＥＮＴ（商標））を用いる。酸性ガス除去ユニット１０２を流れ７として出た二酸化炭素は更に圧縮機１０３においてほぼ圧入圧力の圧縮流れ８に圧縮される。その後、こうして形成された圧縮ＣＯ_２流れを圧入ガス流れ９と組み合わせて組合せ流れ１０を形成してもよい。この流れ１０は炭化水素貯留層（すなわち、炭化水素貯留地層）に圧入される。

すべてまたは殆どすべての公知アミン方法と対照的に、本発明の構成は物理的溶媒（または、物理的溶媒を含む溶媒）を用いて高圧で操作することを認識すべきである。これは、物理的溶媒のリッチ溶媒量が供給ガスの酸性ガス分圧に比例して増加する（ヘンリーの法則）ので酸性ガス除去を比較的高圧で実施するときに特に有利である。その結果、高い酸性ガス分圧は全体の溶媒循環及びエネルギー消費を低下させるので特に有利である。

更に、物理的溶媒は圧力低下及びリッチ溶媒のフラッシングにより再生され得るので物理的溶媒再生は通常外部熱を必要としないことを認識すべきである。更に、フラッシュ溶媒再生により、ジュール・トムソン効果のために溶媒は冷却され、同時に酸性ガスの吸収熱が除去される。よって、本発明の構成では外部冷却は最小限であり、全く必要としないこともある。

多くの物理的溶媒（例えば、ＦＬＵＯＲ ＳＯＬＶＥＮＴ（商標））は非水性溶媒であり、前記溶媒は多くの場合吸湿性であることも認識すべきである。従って、溶媒処理ユニットからの処理ガスは比較的乾いており、よって公知のアミンベースの系では通常必要な追加の脱水が必要でないこともある。更に、フラッシュ再生プロセスは比較的低温で操作するので、処理ガスは比較的低温を有しており、更に販売ガスを冷却することなく冷気候操作で販売ガスパイプラインを介して輸送され得る。

本発明の主題に従う本発明の構成を用いると、供給ガスからの付随ガスの除去率は比較的一定の割合で維持され得、よって販売ガスのマーケット需要に依存しないであろう。販売ガスのマーケット需要が下落すると、必要なガス除去率を維持しながらより多くのガスが圧入井にバイパスされる。その結果、本発明の方法は販売ガスのマーケットと無関係に原油生産を安定に維持できる。

或いは、特に販売ガスを中圧（例えば、１５００ｐｓｉｇ）で販売ガスパイプラインに供給する場合には、圧入ガス圧縮機の後に販売ガスを中圧で物理的溶媒吸収方法を用いて処理するユニットを設ける構成が考えられる。図３は、圧入圧縮機からの圧縮ガスの一部を物理的溶媒で処理して酸性ガスの少なくとも一部を除去する例示的構成を示す。ここで、供給ガス１及び液体回収ユニット１０１に関しては上記した構成及び要件が当てはまる。すなわち、Ｃ５^＋液体流れ２は液体パイプラインを介してプラントを離れる。

図２に関して上記したように、液体回収ユニットを出た（約６００ｐｓｉｇの）流れ３は通常販売ガスブラント及び圧入ガスブランチに分割されない。よって、液体回収ユニットからの乾燥／Ｃ５^＋枯渇ガス（流れ３）の全流量のすべてまたは殆どすべてが圧入ガス圧縮機１０７において圧縮され、ガス圧力は約６００ｐｓｉｇから約３８００ｐｓｉｇに上昇して圧縮流れ４が形成される。次いで、圧縮流れ４は、流れ９（圧入ガスブランチ）及び流れ５（販売ガスブランチ）の少なくとも２つに分割される。

次いで、流れ５の圧力はターボエキスパンダ１０８における圧力低下により低下し、ターボエキスパンダ１０８では約１５００ｐｓｉｇ及び１０°Ｆの膨張ガス（流れ１４）が生ずる。膨張ガスは約１５００ｐｓｉｇで操作する酸性ガス吸収のために物理的溶媒を用いる酸性ガス除去ユニットに供給される。ここでも、上記したように物理的溶媒方法を用いることにより公知のアミン処理方法に比して多くの利点が得られる。更に、前記構成において膨張ガス流れ１４は約１０°Ｆの温度を有しており、よって物理的吸収方法の冷却要件が軽減される。酸性ガス除去ユニット１０２からの処理ガス（流れ１５）は通常約１４９０ｐｓｉｇ及び−２０°Ｆを有しており、流れ１５に含まれる冷却容量は熱回収交換器１０９におけるクーラ１１０の後のエキスパンダ／圧縮機からの出口流れ１９を冷却するために使用される。交換器１０９からの加熱ガス流れ１７は更にエキスパンダ圧縮機１０８により２５００ｐｓｉｇに圧縮され、アフタークーラ１１０により冷却されて、流れ１９が形成される。この流れ１９は更に熱回収交換器１０９により３０°Ｆまで冷却され、流れ１３が形成される。

前記構成は、（場合によりまたは追加的に）中圧（例えば、約１５００ｐｓｉｇ）の第２販売ガス（流れ１８）を生成するために使用され得る。前記ガスをエキスパンダ圧縮機１０８の前の酸性ガス除去ユニットから直接生成してもよい。供給ガスの組成及び体積流量に関しては上記と同じ要件が当てはまる。酸性ガス除去ユニット１０２から除去された酸性ガスは流れ７として除去ユニットを離れ、炭化水素貯留層に圧入するために圧入圧縮機１０３により圧縮される。図２に上記したように、圧縮された酸性ガス流れ８を圧縮圧入ガス流れ９と組合せてもよい。

前記構成において、ガス圧入及び販売ガス生成は物理的溶媒吸収ユニットを販売ガスパイプラインよりも低い圧力で操作できるターボエキスパンダを用いて実施される（物理的溶媒方法の最適吸収圧力は供給ガス中の酸性ガス濃度、溶媒の物理的及び化学的特性及び操作圧力下の溶媒吸収装置内部の熱及び物質移動のような複数の要因に依存する）。よって、最適の構成及び操作のために必要な圧力は販売ガス圧力よりも低い（例えば、約１５００ｐｓｉｇまたはそれ以下）ことがあり得る。

更に、図３に従う本発明の構成は図２に従う本発明の構成と実質的に同一の作用効果を発揮し、特に販売ガスのマーケット需要と実質的に無関係に付随ガスの除去率が比較的一定であるという作用効果が含まれる。例えば、販売ガスマーケットが下落すると、より多くの付随ガスが圧入井にバイパスされる。その結果、本発明の方法により、販売ガスのマーケットは常に変動しているにもかかわらず原油の生産は余り変化しない。

或いは、本発明の構成は、酸性ガス除去のために化学的溶媒を用いる（例えば、活性化及び／または調製ＭＤＥＡを用いる）ように変更され得る。図４は、圧入ガス圧縮機からの圧縮ガスの一部を活性ＭＤＥＡ溶媒で処理して酸性ガスの少なくとも一部を除去する例示的構成を示す。ここで、供給ガス１及び液体回収ユニット１０１に関しては上記と同一の構成及び要件が当てはまる。すなわち、Ｃ５^＋液体流れ２は液体パイプラインを介してプラントから離れる。

液体回収ユニットを出た（約６００ｐｓｉｇの）流れ３は通常販売ガスブランチと圧入ガスブランチに分割されない。よって、液体回収ユニットからの乾燥／Ｃ５^＋枯渇ガス（流れ３）の全流量のすべてまたは殆どすべてが圧入ガス圧縮機１０７において圧縮され、ガス圧は約６００ｐｓｉｇから約３８００ｐｓｉｇに上昇して圧縮流れ４が形成される。次いで、圧縮流れ４は流れ９（圧入ガスブランチ）及び流れ５（販売ガスブランチ）の少なくとも２つの流れに分割される。

流れ５の圧力はターボエキスパンダ１０８における圧力低下により低下し、約１５００ｐｓｉｇ及び１０°Ｆの膨張ガス（流れ１４）が生ずる。その後、膨張ガス（流れ１４）に含まれる冷却容量は、エキスパンダ圧縮機アフタークーラ１１０からの出口流れの流れ１９を冷却するために使用され得る。交換器１０９において流れ１９はパイプライン運搬のために３０°Ｆ（流れ１３）に冷却され、流れ１４は約１００〜１３０°Ｆ（流れ２０）に加熱された後約１５００ｐｓｉｇで操作する酸性ガス除去ユニット１０２に送られる。勿論、アミン吸収器への供給物温度は溶媒の化学的・物理的特性、濃度及び吸収装置における熱及び物質移動性能を考慮して最適な操作条件に合うようにこの交換器構成により変えることができることを認識すべきである。

酸性ガス除去ユニットにおける他のアミン（第１級または第２級アミン）と比較して、より多くのアミン供給がＭＤＥＡで達成され得るという事実のために活性化ＭＤＥＡの使用により循環量、加熱及び冷却がより少なくてすむ。しかしながら、先の構成の物理的溶媒方法と比較して、活性化ＭＤＥＡ方法はより高温で操作し、より多くの加熱及び冷却が必要である。加えて、ＭＤＥＡ吸収装置からの処理ガスは水で飽和されており、エキスパンダ圧縮機１０８によりパイプライン圧力に圧縮する前に（パイプラインでの凝縮を避けるために）更にガスを脱水する必要がある。

前記構成は、（場合によりまたは追加的に）中圧（例えば、約１５００ｐｓｉｇ）で第２販売ガス（流れ１８）を生成するために使用され得る。前記販売ガスはエキスパンダ圧縮機１０８の前の酸性ガス除去ユニットから直接（例えば、流れ１５から）生成され得る。次いで、酸性ガス除去ユニット１０２からの処理ガス（流れ１７）は所望の高圧（ここでは、約２５００ｐｓｉｇ）に圧縮される。供給ガス組成及び体積流量に関しては上記と同一の要件が当てはまる。酸性ガス除去ユニット１０２から除去された酸性ガスは流れ７として除去ユニットから離れ、炭化水素貯留層に圧入するためにＣＯ_２圧入圧縮機１０３により乾燥、圧縮される。図２に上記したように、圧縮された酸性ガス流れ８を圧縮圧入ガス流れ９と組み合わせて組合せ圧入ガス流れ１０を形成してもよい。

前記構成では、ガス圧入及び販売ガス生成は、ＭＤＥＡ吸収ユニットを販売ガスパイプラインよりも低い圧力で操作できるようなターボエキスパンダを用いて実施される。（ＭＤＥＡ方法の最適吸収圧力は、供給ガス中の酸性ガス濃度、溶媒の物理的及び化学的特性、操作圧力での溶媒吸収装置内部の熱及び物質移動等の複数の要因に依存する。）よって、最適構成及び操作に必要な圧力は販売ガス圧力よりも低く（例えば、約１５００ｐｓｉｇまたはそれ以下）てもよい。

図４に従う本発明の構成は特に図２または３に従う本発明の構成と実質的に同一の作用効果を発揮することを認識する必要がある。とりわけ、付随ガスの除去率は販売ガスのマーケット需要と実質的に無関係である。例えば、販売ガスマーケットが下落したときにはより多くの付随ガスを圧入井にバイパスする。その結果、本発明の方法によれば販売ガスマーケットは常に変動していても原油生産は余り変化しない。

ガス流れ（流れ１）に関して、通常複数の天然及び合成ガスが適当であると考えられる。しかしながら、特に好ましいガスにはＣ５^＋成分を除去した後のオイル生産からの付随ガス、特に少なくとも約５モル％、より典型的には少なくとも約１０モル％、最も典型的には少なくとも１０〜２０モル％の二酸化炭素含量を有する付随ガスが含まれる。従って、特に適した供給物流にはアラスカ、ノルウェー、東南アジア及びメキシコ湾に位置する油田及びガス田からの天然ガス供給物流が含まれる。典型的な供給ガス組成を下表に示す。

また、本発明の構成では複数の物理的溶媒を使用することができ、酸性ガス除去ユニット中の溶媒は特定の酸性ガスに対して特異性を示すことも示さないこともあると通常考えられている。従って、特に好適な溶媒にはＦＬＵＯＲ ＳＯＬＶＥＮＴ（商標）（プロピレンカーボネート）、ＭＯＲＰＨＹＳＯＲＢ（商標）（モルホリン溶媒）及びＳＥＬＥＸＯＬ（商標）（ポリエチレングリコールのジメチルエーテル）が含まれる。本発明の構成において使用するのに特に適した他の酸性ガス除去溶媒には活性化ＭＤＥＡ、調製ＭＤＥＡ及び他のアミン溶媒が含まれる。

本発明の主題の１態様では、プラントは圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部をパイプライン圧力（例えば、少なくとも２３００ｐｓｉｇの高圧パイプライン）を超える圧力で受容する酸性ガス除去ユニットを含むと考えられる。ここで脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスは販売ガス及び酸性ガスを含み、その酸性ガスは酸性ガス除去ユニットにおいて物理的溶媒または化学的溶媒により除去される。

前記プラントの特に好ましい態様では、脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスは少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０°Ｆの水露点を有する。しかしながら、別の構成では、二酸化炭素含量はかなりの範囲で変更可能であり（上記参照）、脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスが更にＣ４^＋枯渇されていることが特に好ましい。更に、Ｃ５^＋枯渇ガスの圧力は酸性ガスを酸性ガス除去ユニットにおいて除去する前にほぼパイプライン圧力まで（ＪＴバルブまたはターボエキスパンダを用いて）低下させることを認識すべきであり、脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスをターボエキスパンダにおいて酸性ガス除去ユニットを操作する圧力まで低下させることが特に好ましい。

パイプライン圧力が約１５００ｐｓｉｇまたは約２５００ｐｓｉｇの構成では、酸性ガス除去ユニットは同等または実質的に同一の圧力で操作する。従って、酸性ガス除去ユニットを操作する圧力はパイプライン圧力よりも低いが、ガスが圧入ガス圧縮機に入る圧力（通常約６００ｐｓｉｇ）を超えることを認識すべきである。よって、特に酸性ガス除去ユニットを中圧で（例えば、約１５００ｐｓｉｇで）操作する場合には、酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスは（圧入ガス圧縮機の後、酸性ガス除去ユニット前でガスの圧力を低下させる）ターボエキスパンダから生じるパワーによりパイプライン圧力（例えば、２５００ｐｓｉｇ）に圧縮されると考えられる。更に、酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスに含まれる冷却容量は（例えば、販売ガスを冷却するための）冷却剤として有利に使用され得ることも認識すべきである。

更に特に好ましい構成では、バイパスはパイプライン圧力を超える圧力で圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの少なくとも一部を受容し、その後貯留層に圧入される。前記バイパスラインを介する体積流量に関して、流れの体積は販売ガス需要の変動を調節するためにプラントの操作中変更され得ることを認識すべきである。従って、販売ガス需要がかなり高いときには、圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスを比較的少量しか貯留層に圧入されない。一方、販売ガス需要がかなり低いときには、脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの割合は該脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの全流量の最高１００％であり得ると考えられる。よって、販売ガスの流量及び粗炭化水素生成物の生産率は粗炭化水素生成物の生産率の流量を同時に変化させることなく変更させ得る。

別の見解にてらして、販売ガス需要の変化に対する操作の融通性は、酸性ガスを含む脱水ガスを受容し、脱水ガスを圧入圧力に圧縮して圧縮ガスを形成する圧入ガス圧縮ユニットを配置することにより達成され得る。酸性ガス除去ユニットは圧縮ガスの第１部分を受容するが、酸性ガス除去ユニットにおいて酸性ガスの少なくとも一部は物理的溶媒または化学的溶媒を用いて少なくともパイプライン圧力で除去されて販売ガスが形成され、この販売ガスはパイプラインに送られ、除去された酸性ガスは圧縮され、貯留層に圧入される。場合により圧縮ガスの第２部分は破棄したりまたはより多くのオイルを回収するために貯留層に圧入される。脱水ガス、販売ガスパイプライン圧力、及び物理的溶媒または化学的溶媒に関しては上記したと同一要件が当てはまる。

或いは、本発明のプラントはある生産速度で粗炭化水素粗生成物に加えて販売ガスと酸性ガスを含む付随ガスを与える炭化水素源を含み得る。前記プラント中の圧入ガス圧縮ユニットは付随ガスの少なくとも一部を受容し、圧縮することにより圧縮付随ガスを生成し、酸性ガス除去ユニットは圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合し、ＪＴバルブまたはターボエキスパンダを介して圧縮付随ガスの少なくとも一部を受容することにより、酸性ガスは販売ガスから分離され得る。本発明のプラントは更に、圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合するバイパスを含み得、圧縮付随ガスの一部を受容することにより粗炭化水素生成物の生産速度は販売ガスの流量と無関係とする。特に好ましいプラントは、付随ガスを脱水し、Ｃ５^＋枯渇して、少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０°Ｆの水露点を有する処理ガスを形成するオイル／ガス生産施設を含み得る。上記したように、前記プラント中の圧入ガス圧縮ユニットは処理ガスを販売ガスパイプライン圧力を超える圧力（及び好ましくは少なくとも３５００ｐｓｉｇの圧力）に圧縮すること及び酸性ガス除去ユニットをほぼ販売ガスパイプライン圧力（約１５００ｐｓｉｇまたは２５００ｐｓｉｇであり得る）またはそれ以下の圧力で操作することが通常好ましい。

高圧ガス処理のための構成及び方法の具体的実施態様及び用途を開示してきた。しかしながら、上記した以外の多くの変更が本発明の概念を逸脱することなく可能であることは当業者には明らかである。従って、本発明の主題は請求の範囲の趣旨を除いて限定されない。また、明細書及び請求の範囲を解釈する際すべての用語は開示内容に整合してできる限り広義に解釈されるべきである。特に、用語「含む(comprises,comprising)」は要素、成分またはステップを指すとき非排他的に解釈すべきであり、記載されている要素、成分またはステップが存在、利用または具体的に示されていない他の要素、成分またはステップと組み合わされることを意味する。

圧入ガスの圧縮と販売ガスの処理及び圧縮が独立して平行にあり、アミン処理ユニットが販売ガス圧縮機の上流にある従来技術の構成の概略図である。 統合圧入ガス圧縮の後に販売ガスを高圧で物理的溶媒吸収方法を用いて処理する例示的構成の概略図である。 統合圧入ガス圧縮の後に販売ガスを中圧で物理的溶媒吸収方法を用いて処理する例示的構成の概略図である。 統合圧入ガス圧縮の後に販売ガスを中圧で化学的溶媒吸収／ガス脱水方法を用いて処理する例示的構成の概略図である。

Claims (24)

1. 圧入ガス圧縮機及びそれに結合された酸性ガス除去ユニットを含み、圧入ガス圧縮機は脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部を販売ガスパイプライン圧力を超える圧力で酸性ガス除去ユニットに供給し、脱水／Ｃ５ ^＋ 枯渇ガスは販売ガス及び酸性ガスを含み、かつ酸性ガス除去ユニットにおいて、酸性ガスが物理的溶媒または化学的溶媒により除去されるプラント。
2. 脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスが少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０℃（−４０°Ｆ）の水露点を有する請求項１に記載のプラント。
3. 脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスが更にＣ４^＋枯渇されている請求項２に記載のプラント。
4. 物理的溶媒がプロピレンカーボネート、モルホリン溶媒及びポリエチレングリコールのジメチルエーテルからなる群から選択され、化学的溶媒がＭＤＥＡからなる請求項１に記載のプラント。
5. 販売ガスパイプライン圧力が少なくとも２３００ｐｓｉｇである請求項１に記載のプラント。
6. 脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの圧力をほぼ販売ガスパイプライン圧力に低下させた後、酸性ガスを酸性ガス除去ユニットにおいて除去する請求項１に記載のプラント。
7. 脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの圧力をターボエキスパンダにおいて酸性ガス除去ユニットを操作する圧力に低下させる請求項１に記載のプラント。
8. 酸性ガス除去ユニットを操作する圧力が販売ガスパイプライン圧力よりも低い請求項７に記載のプラント。
9. 酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスがターボエキスパンダから生じたパワーにより販売ガスパイプライン圧力に圧縮される請求項８に記載のプラント。
10. 酸性ガス除去ユニットを出たＣ５^＋枯渇ガスを熱交換器中の圧縮されたＣ５ ^＋ 枯渇ガスに対する冷却剤として使用する請求項８に記載のプラント。
11. 更に、圧入ガス圧縮機からの脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部を販売ガスパイプライン圧力を超える圧力で受容するバイパスを含み、前記した脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部を貯留層に圧入する請求項１に記載のプラント。
12. 脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの一部が該脱水／Ｃ５^＋枯渇ガスの全流量の最高１００％である請求項１１に記載のプラント。
13. 酸性ガス除去ユニットにより除去された酸性ガスを圧縮し、貯留層に圧入する請求項１に記載のプラント。
14. 酸性ガスを含む脱水ガスを受容し、脱水ガスを圧入圧力に圧縮して圧縮ガスを形成する圧入ガス圧縮ユニット；及び前記圧縮ガスの第１部分を受容し、酸性ガスの少なくとも一部を少なくとも販売ガスパイプライン圧力で物理的溶媒または化学的溶媒を用いて除去して販売ガスを形成する酸性ガス除去ユニットを含み、前記販売ガスは販売ガスパイプラインに送られ、除去された酸性ガスは圧縮された後貯留層に圧入され、場合により圧縮ガスの第２部分は廃棄または増進回収のために貯留層に圧入されるプラント。
15. 脱水ガスはＣ５^＋枯渇されており、少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０℃（−４０°Ｆ）の水露点を有する請求項１４に記載のプラント。
16. 販売ガスパイプライン圧力が少なくとも２３００ｐｓｉｇである請求項１４に記載のプラント。
17. 物理的溶媒がプロピレンカーボネート、モルホリン溶媒及びポリエチレングリコールのジメチルエーテルからなる群から選択される請求項１４に記載のプラント。
18. 圧縮された圧入ガスの第１部分の圧力をほぼ販売ガスパイプライン圧力に低下させ、圧縮ガスの第２部分は販売ガスパイプライン圧力を超える圧力を有する請求項１４に記載のプラント。
19. 粗炭化水素生成物に加えて販売ガス及び酸性ガスを含む付随ガスを生産速度で与える炭化水素源；
    付随ガスの少なくとも一部を受容し、圧縮して圧縮付随ガスを生成する圧入ガス圧縮ユニット；
    前記圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合しており、前記の圧縮付随ガスの少なくとも一部をＪＴバルブまたはターボエキスパンダを介して受容して酸性ガスを販売ガスから分離する酸性ガス除去ユニット；及び
    前記圧入ガス圧縮ユニットに流動的に結合しており、前記の圧縮付随ガスの一部を受容して粗炭化水素生成物の生産速度を販売ガスの流量と無関係とするバイパス；
    を含むプラント。
20. 更に、付随ガスを脱水し、Ｃ５^＋枯渇して少なくとも１０モル％の二酸化炭素含量及び約−４０℃（−４０°Ｆ）の水露点を有する処理ガスを形成するオイル／ガス生産設備を含む請求項１９に記載のプラント。
21. 圧入ガス圧縮ユニットが処理ガスを販売ガスパイプライン圧力を超える圧力に圧縮する請求項２０に記載のプラント。
22. 販売ガスパイプライン圧力を超える圧力が少なくとも３５００ｐｓｉｇである請求項２１に記載のプラント。
23. 酸性ガス除去ユニットをほぼ販売ガスパイプライン圧力の圧力で操作する請求項１９に記載のプラント。
24. 酸性ガス除去ユニットが酸性ガスの少なくとも一部を除去するために物理的溶媒または化学的溶媒を用いる請求項１９に記載のプラント。

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