NO172080B - Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme - Google Patents
Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme Download PDFInfo
- Publication number
- NO172080B NO172080B NO90900395A NO900395A NO172080B NO 172080 B NO172080 B NO 172080B NO 90900395 A NO90900395 A NO 90900395A NO 900395 A NO900395 A NO 900395A NO 172080 B NO172080 B NO 172080B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- hydrate
- water
- particles
- reactor
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 title claims description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 75
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 62
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 49
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 36
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 18
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 16
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 11
- 238000000280 densification Methods 0.000 claims description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000005054 agglomeration Methods 0.000 claims description 4
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 claims description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 claims description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 claims 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 claims 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 claims 1
- 239000012779 reinforcing material Substances 0.000 claims 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 11
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 4
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002657 fibrous material Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 241000251468 Actinopterygii Species 0.000 description 1
- 240000001546 Byrsonima crassifolia Species 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000011068 loading method Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009372 pisciculture Methods 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/08—Production of synthetic natural gas
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/108—Production of gas hydrates
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17C—VESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
- F17C11/00—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels
- F17C11/007—Use of gas-solvents or gas-sorbents in vessels for hydrocarbon gases, such as methane or natural gas, propane, butane or mixtures thereof [LPG]
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsen gjelder en framgangsmåte som angitt i innledningen til patentkrav 1, for lagring av gassformete stoffer, særlig naturgass, samt apparat til utførelse av samme.
Bakgrunn
I tilfeller hvor det mangler rørledning for transport av gass, enten naturgass eller gass blandet med andre hydrokarboner, er det vanskelig å gjennomføre en rasjonell utnyttelse. Gassen kan ikke forbrennes kontinuerlig, den kan heller ikke utnyttes på stedet, f.eks. på en offshore plattform og kan heller ikke føres til brukeren gjennom en rørledning.
En mulighet i slike tilfeller er å reinjisere gassen i reservoaret, i håp om å fremme oljeutvinningen. Utviklingen av enkelte isolerte gassfelt, f.eks. offshore, er økonomisk umulig, uten at det kan skje en utnyttelse på stedet eller en transport gjennom rørledning.
Det er også mulig å foreta en behandling på stedet, ved produksjon av flytende naturgass, metanol og ammoniakk. Disse tre muligheten krever imidlertid omfattende behandling av naturgassen og/eller et annet gassprodukt og krever utstyr som er omfattende og dessuten i en skala som ikke er egnet for offshore drift.
I noen tilfeller står en overfor gassutvikling, for eksempel som et forurensende biprodukt av industrielle prosesser, hvor en ønsker å fjerne gassen, men ikke kan foreta rensing eller destruksjon på stedet.
Slike oppgaver har tidligere blitt forsøkt løst ved framstilling av gasshydrater. US patentskrift 3.888.434 beskriver transport av hydrater i vogner inne i et rørsystem. Rørsystemet kjøles og trykksettes for å holde hydratet over dets likevektslinje. Rørtrykket vil typisk ligge i området fra 40 til 60 bar og temperaturen fra -40°C eller høyere. Fra dette skriftet framgår det at hydratframstillingen finner sted ved at naturgass ved et trykk på 60-40 bar og en temperatur på 20-30 minusgrader inndeles i to strømmer, der den første strømmen blandes med finfordelt vann som tidligere har blitt avkjølt til +1 til 2°C, for på denne måten å danne hydrater. Hydratene underkjøles deretter av den andre naturgasstrømmen som i mellomtiden har blitt avkjølt til -45°C. Den andre gasstrømmen brukes dessuten som drivkraft for å transportere de hydratfylte vognene. Ved f.eks. -10°C kreves det ifølge dette US-skriftet et trykk på omlag 20 bar for å holde hydratet stabilt.
NO patentskrift 149976 beskriver en framgangsmåte for transport av naturgass i et undervannsfartøy, hvorved naturgass føres sammen med avkjølt vann for dannelse av gasshydrater ved bestemt temperatur/trykk. Temperatur- og trykkbetingelsene i forbindelse med hydratdannelsen bestemmes av undervannsfartøyets dybdeposisjon og sjøvannets temperatur. Framstillingen skjer satsvis ved at gass finfordeles i en kontinuerlig vannfase nede i undervannsfartøyet. For å oppnå tilfredsstillende hydratdannelse må vann være tilstede i overskudd. Reaksjonsvarmen blir dessuten fjernet ved direkte vanninnsprøytning i sonen der hydratet dannes. Dette vil imidlertid resultere i mye dødvekt i form av vann, og gasstransport i henhold til dette skriftet er naturligvis begrenset til havområdene med de ulemper som en slik transportmåte medfører, slik som spesialbygde fartøyer og krav til dybdeforhold ved laste/lossested.
Formål
Oppfinnelsens hovedformål er å komme fram til en framgangsmåte for behandling av gassformete stoffer, slik som naturgass eller naturgass blandet med eller innesluttet i andre hydrokarboner eller vann, eller forurensningsgass eller gass som skal tilføres en industriell eller bioteknisk prosess, som gjør det mulig å foreta en økonomisk tilfredsstillende lagring, transport og utnyttelse av gassen uten bruk av rørledning eller umiddelbar transport med tankfartøy eller tankkjøretøy. Framgangsmåten må dessuten være miljømessig tilfredsstillende og kunne gjennomføres med en akseptabel risiko sikkerhetsmessig og økonomisk.
Prinsipp
Disse formål oppnås med en framgangsmåte og et apparat som angitt i den karakteriserende del av henholdsvis patentkrav 1 og 7. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de uselvstendige kravene.
Nærmere omtale av oppfinnelsen og eksempler.
Naturgass og naturgass i blanding med andre hydrokarboner blir på utvinningsstedet fraskilt olje og vann. Den rensete gassen føres gjennom en kompressor og kjøles i en varmeveksler som kan være kjølt med luft eller sjøvann. Den kondenserte gassen som dannes ved denne kompresjonen og kjølingen blir fraskilt i en separator, temperaturen og trykket blir innstilt slik at bestemte hydrokarboner utvinnes. Disse utskilte bestanddelene i væskeform kan brukes for forbrenningsprosesser og drift av plattformer. Den fraskilte, nedkjølte gassen komprimeres og føres gjennom en varmeveksler og kjøles, f.eks. med luft eller sjøvann. Kjølingen med sjøvann kan f.eks. skje i ei sløyfe, for å utnytte siffong-virkningen.
Den komprimerte og avkjølte gassen føres i henhold til oppfinnelsen til en reaktorbeholder hvor den føres sammen med trykksatt vann, f.eks. til 100-200 bar, for dannelse av hydratpartikler med innesluttet gass. Dette trykksatte vannet tilføres reaktorbeholderen gjennom dyser eller liknende og ekspanderes til et lavere trykk og til en temperatur som resulterer i frysing av vannet med hydratdannelse. For eksempel vil vannets frysepunkt avta med økende trykk med omtrent 0.0074 °K/bar. Utformingen og driftsvilkårene, særlig trykket, velges slik at kjølingen på de inngående strømmene blir størst mulig. Trykket i gassen som slippes inn i reaktorbeholderen innstilles slik at det oppnås kjøling ved ekspansjon. De resulterende hydratpartiklene bestående av is med innesluttet gass blir deretter ført ut av reaktorbeholderen, f.eks. ved hjelp av en mekanisk transportanordning eller ved hjelp av reaktorbeholderens overtrykk, til en hensiktsmessig anordning for agglomerering av partiklene, f.eks. ei presse.
Forut for dette kan vannet som brukes avluftes for å fjerne oksygen og andre gasser. Vannet kan behandles med tilsetningsstoffer og/eller stabiliseringsmidler. Tilsetnings-og stabiliseringsmidlene bidrar til å øke lagrings- og transportevnen til hydratpartiklene med innesluttet gass. Disse midlene kan eventuelt tilvirkes på stedet av hydrokarbon-fraksjoner som skilles ut av utgangsmaterialet, enten dette er naturgass eller naturgass sammen med andre hydrokarboner. Det kan også brukes andre tilsetningsstoffer, så som silica.
Reaktorbeholderen kan utformes slik at den blir kjølt med fremmede væsker. Den kan være forsynt med kjølesløyfer. Massen og energibalansen til strømmen som slippes inn i reaktorbeholderen innstilles slik at storparten av vannet omdannes til hydratpartikler, slik at prosessen drives med overskudd av gass. Reaktorbeholderen kan også drives med overskudd av vann, slik at flytende vann må skilles fra. Prosessen kan også ha overskudd av både gass og flytende vann. Partiklene av hydrat med innesluttet gass transporteres ut av reaktorbeholderen og eventuell ureagert gass og flytende vann tømmes. Gassen og det flytende vannet skilles altså fra ispartiklene med innesluttet gass.
Mindre mengder gass og eventuelt flytende vann kan følge med hydratpartiklene. De ureagerte bestanddelene av gass og flytende vann kan resirkuleres, idet vannet blir trykksatt og gassen komprimert på ny. De resirkulerte strømmene kan kjøles og også behandles med tilsetningsstoffer og behandles videre med tanke på tilvirkning av hydratpartikler. Ureagert gass fra reaktoren kan eventuelt komprimeres og tilføres et annet tilsvarende system som drives med høyere trykk.
Hydratpartiklene med innesluttet gass transporteres så til utstyr som agglomererer eller samler de små partiklene til større partikler. De første hydratpartiklene nedkjøles og/eller nedfryses før de føres inn i dette fortetningstrinnet. Kjøling og frysing kan gjennomføres ved trykkforandring, direkte tilsetning av kjølt/frossen gass og/eller indirekte varmeveksling. Formålet med fortetningen er å agglomerere materialet slik at dets volum blir redusert og samtidig gi plass for gasslagring i partiklenes porevolum. Fortetningen eller "agglomerasjonen" kan finne sted ved trykk- og
temperaturbetingelser som velges slik at det oppnås optimalt
gassinnhold og partikkelstabilitet. Tilsetningsstoffer kan blandes inn i hydratpartiklene for å forbedre deres egenskaper. Avhengig av de prosessvilkår som velges, vil den totale masseprosenten av gass generelt ligge i området 10-40% av partikkelvekten. Etter fortetningen kan hydratpartiklene kjøles og/eller fryses. Dette tjener til å holde fast den totale gassen i hver partikkel.
Dersom det ønskes kan de fortettete hydratpartiklene transporteres til utstyr som dekker de gassimpregnerte partiklene med et rent issjikt. Isbelegget på partiklene bidrar ytterligere til å inneslutte gassen i partiklene, slik at de kan tåle høyere indre og ytre trykk. Fibermaterialer, naturlige eller syntetiske, kan innesluttes i isbelegget, for å gjøre det sterkere. Styrken på isen øker med senkning av temperaturen og med bruken av fiberforsterkning. Fibermaterialet kan også innføres ved den første partikkelproduksjonen, ved tilsetning til det trykksatte og avkjølte vannet eller på annen måte. Fibermaterialet kan også tilsettes i fortetningstrinnet når det tilvirkes større ispartikler fra de minste gassfylte ispartiklene.
Slike gassholdige hydratpartikler kan tilvirkes på offshore plattformer eller på land. Plattformene kan være midlertidige eller permanente. På land kan de gassholdige hydratpartiklene tilvirkes nær hydrokarbon-kilder eller andre plasser. Gassen som tilføres på denne måten kan være naturgass eller naturgass sammen med andre bestanddeler. Det kan også være en forurensningsgass som skal transporteres bort for videre behandling eller gass for bruk ved fiskeoppdrett. I det siste tilfellet kan hydratpartikelne tilføres til vannet hvor oppdrettsfisken befinner seg.
De gassholdige hydratpartiklene kan brukes for lagring og transport av gasser. De kan også brukes for drift av transportmidler på land og sjø. Andre gasser kan også brukes for å tilvirke gassholdige hydratpartikler. Disse andre gassene kan være kommersielle produkter eller forurensninger eller andre type gasser som oppstår ved naturlige eller industrielle prosesser. Gassholdige hydratpartikler kan brukes i kraftverk og i prosesser som er beregnet for å redusere forurensning. Gassholdige hydratpartikler kan brukes der hvor gasser må tilsettes i styrte mengder, i akvatiske omgivelser, både naturlige og konstruerte.
På offshore plattformer kan gasspartiklene lagres i undersjøiske tanker under trykk. Disse tankene kan plasseres på havbunnen under eller nær plattformen. De kan trykksettes hydrostatisk med ei vannsøyle gjennom et ventilarrangement med manometer, slik at ei væskesøyle skiller tanken fra sjøvann. De gassholdige partiklene kan lagres i form av faste stoffer i gass eller omgis med avkjølt vann eller en hydrokarbon-basert væske. I tillegg til undersjøiske tanker, kan det brukes tankskip, lektere o.l., eller nedsenkete beholdere tilvirket av stivt eller fleksibelt materiale.
Hydratpartikler med innesluttet gass kan transporteres fra offshore-lagertanker med båter, tankskip, lektere eller flytende containere som taues med slepebåter til lands. Mest aktuelt er det å pumpe hydratpartiklene fra lagertankene offshore gjennom en rørledning til en tankbåt. Tankbåten kan, men trenger ikke nødvendigvis være i stand til å lagre partiklene under overtrykk. Partiklene kan transporteres som fast gods eller i vann eller i en hydrokarbon-basert væske til lands. Gass som unnslipper fra partiklene under transporten kan trykksettes og/eller brukes for å drive tankbåten og kjøleutstyret.
Hydratpartiklene med innesluttet gass blir etter transporten pumpet eller overført på annen måte fra tankbåten til en eller flere lagertanker på land. Partiklene får da smelte og gassen kan unnslippe. Smeltingen kan gjennomføres med mange typer oppvarming, f.eks. med utslipp fra et gassdrevet kraftverk. Kaldt smeltevann kan brukes som kjølemedium for ethvert kraftverk, slik at de vanlige kjøletårnene ikke trenges.
Når tankbåten tømmes for partiklene, kan den ta inn smeltevann og prosessvann. Vannet kan komme fra en tidligere last. Smeltevannet vil være ballast for tankeren fra land til en offshore plattform. Når tankeren laster partiklene ved plattformen, losser den smeltevannet. Tankene på plattformen tar imot smeltevannet for bruk ved hydratproduksjonen. Smeltevannet og prosessvannet kan, men trenger nødvendigvis utluftes og forbehandles. Utluftingen kan finne sted både på land og/eller offshore. I tillegg kan vannet brukes for innsprøyting i et reservoar.
I figuren er oppfinnelsen illustrert, idet denne viser et forenklet flytskjema som illustrerer et eksempel på en framgangsmåte i samsvar med oppfinnelsen.
Naturgass, som på forhånd er fraskilt olje og vann og komprimert, blir i et første trinn fraseparert kondenserte gasser (3) i en separator (2). Den resterende gassen komprimeres deretter i en kompressor (4), kjøles i en varmeveksler (5) og ekspanderes inn i en reaktor (6) gjennom dyser (10) eller tilsvarende, hvor den føres sammen med trykksatt vann (7) tilført reaktoren gjennom dyser (9) eller tilsvarende, for dannelse av gasshydrat (8A). Reaktoren (6) kan være forsynt med kjølesløyfer (6A) eller tilsvarende. Det resulterende gasshydratet (8A) føres deretter ut av reaktoren (6) og frasepareres eventuell ureagert gass (1C), som komprimeres, kjøles og resirkuleres tilbake til reaktoren (6). Eventuelt ureagert vann (7A) kan også skilles fra de dannete gasshydratene (8A) og ledes tilbake til reaktoren (6) sammen med det friske vannet (7).
Hydratet (8A) kan deretter eventuelt kjøles i et kjøletrinn (11) og agglomereres i et fortetningstrinn (12) ved pressing med etterfølgende kjøling i et avsluttende kjøletrinn (17). Om ønskelig kan de fortettete hydratpartiklene (8B) transporteres til utstyr (13) som dekker disse med et rent issjikt, eventuelt armert med fibre eller tilsvarende, og deretter kjøles i det avsluttende kjøletrinnet (17). Hydratpartiklene (8D) ledes deretter til den aktuelle lager- eller transportanordning.
De kjølte og frossete hydratpartiklene føres videre til lagertanker f.eks. ved hjelp av komprimert og avkjølt gass. Partiklene blir (som for vanlig is) lagret ved nær adiabatiske betingelser for å sikre deres stabilitet ved nær atmosfæriske trykk og frysetemperaturer. Hydratpartiklene kan deretter transporteres med f.eks. tankbiler eller tankbåter, helst med kjøleanlegg, eller lagres på annen måte. Når gassen etter lagring eller transport igjen skal håndteres i gassform, blir hydratpartiklene smeltet på passende måte, avhengig av hvordan gassen og smeltevannet skal anvendes.
Claims (7)
1. Framgangsmåte for framstilling av gasshydrater for transport og lagring av gasser, f.eks. naturgass eller naturgass blandet med andre hydrokarboner eller vann, hvor gassen trykksettes og kjøles ned, og føres sammen med trykksatt vann for dannelse av gasshydrat,
karakterisert ved at
gassen (IA) og vannet (7), som eventuelt er tilsatt stabiliserende midler eller andre additiver, tilføres en reaktor (6) under ekspansjon til et lavere trykk gjennom dyser eller tilsvarende (10,9), idet temperaturen og trykket i gassen (IA) fortrinnsvis er innstilt slik at det oppnås kjøling ved ekspansjon,
hvorved den tilførte gassen (IA) og vanndråpene (7) reagerer til å danne hydrat (8A) hvoretter det resulterende hydratet (8A) føres ut av beholderen (6) idet eventuell ureagert gass (1C) eller vann (7A) skilles fra hydratpartiklene og resirkuleres tilbake til beholderen (6), at hydratet (8A) eventuelt kjøles i en kjøleinnretning (11), og føres eventuelt videre til et fortetningstrinn (12) for agglomerering av hydratet (8A), for slik å øke volumvekten av hydratet (8A) og for å inneslutte ytterligere gass i hulrommene mellom de enkelte partiklene av hydrat (8A),
hvoretter de agglomererte hydratpartiklene (8B) føres videre til en transportanordning eller lagerbeholder hvor hydratpartiklene transporteres/lagres ved atmosfæretrykk eller ved svakt overtrykk i nedkjølt tilstand, ved en temperatur lavere enn 0°C, fortrinnsvis -15°C.
2. Framgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert ved at gass og vann tilføres beholderen gjennom de samme dyser.
3. Framgangsmåte ifølge krav 1 eller 2,
karakterisert ved at de agglomererte hydratpartiklene (8B) forsynes med et beskyttende issjikt i et separat behandlingstrinn (13), for å styrke hydratpartiklenes bruddstyrke, ved at partiklene oversprøytes med vann hvoretter de isbelagte hydratpartiklene (8D) kjøles i et avsluttende kjøletrinn (17).
4. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 3, karakterisert ved at hydratpartiklene (8B) og/eller issjiktet forsterkes med et armerende materiale, f.eks. fibre, som tilføres hydratpartiklene i fortetningstrinnet (12) eller i vannet (7) før innføring i reaktoren (6).
5. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 4, karakterisert ved at stabiliseringsmidlene som tilsettes vannet (7) før innføring i reaktoren (6) omfatter utskilte hydrokarbon-fraksjoner og/eller silika.
6. Framgangsmåte ifølge et av kravene 1 til 5, karakterisert ved at agglomereringen av gasshydrat (8A) produsert i reaktoren (6) utføres ved pressing.
7. Apparat for gjennomføring av framgangsmåten ifølge krav 1,
karakterisert ved at det omfatter en reaktor (6) forsynt med innløpsåpninger (9,10), fortrinnsvis dyser, for tilførsel av henholdsvis trykksatt vann (7) og gass (IA), idet reaktoren (6) på i og for seg kjent måte er innrettet for å oppbevare de tilførte bestanddeler under forhøyet trykk;, kjølesløyfer (6A) for å fjerne reaksjonsvarme; et fortetningstrinn (12) for å framskaffe agglomererte hydratpartikler (8B); og en anordning (13) for å forsyne de fortettete hydratpartiklene (8B) med et issjikt.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO90900395A NO172080C (no) | 1990-01-29 | 1990-01-29 | Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme |
PCT/NO1991/000101 WO1993001153A1 (en) | 1990-01-29 | 1991-07-08 | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
CA002113071A CA2113071C (en) | 1990-01-29 | 1991-07-08 | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
EP91911763A EP0594616B1 (en) | 1990-01-29 | 1991-07-08 | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO90900395A NO172080C (no) | 1990-01-29 | 1990-01-29 | Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme |
CA002113071A CA2113071C (en) | 1990-01-29 | 1991-07-08 | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO900395D0 NO900395D0 (no) | 1990-01-29 |
NO900395L NO900395L (no) | 1991-07-30 |
NO172080B true NO172080B (no) | 1993-02-22 |
NO172080C NO172080C (no) | 1993-06-02 |
Family
ID=25676916
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO90900395A NO172080C (no) | 1990-01-29 | 1990-01-29 | Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
EP (1) | EP0594616B1 (no) |
CA (1) | CA2113071C (no) |
NO (1) | NO172080C (no) |
WO (1) | WO1993001153A1 (no) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1994000713A1 (en) * | 1992-06-29 | 1994-01-06 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S | Method and plant for converting gas into hydrate |
Families Citing this family (27)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO300936B1 (no) * | 1995-04-28 | 1997-08-18 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte og anlegg for fremstilling av et hydrokarbonmettet produkt, samt et produkt |
NO952241D0 (no) * | 1995-06-07 | 1995-06-07 | Jon Steinar Gudmundsson | Framgangsmåte for transport og lagring av olje og gass |
GB9601030D0 (en) * | 1996-01-18 | 1996-03-20 | British Gas Plc | a method of producing gas hydrate |
NO304483B1 (no) * | 1996-04-25 | 1998-12-28 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for oppfanging av lavmolekylµre, flyktige forbindelser fra hydrokarbonholdige vµsker |
NO304564B1 (no) * | 1996-10-22 | 1999-01-11 | Norske Stats Oljeselskap | FremgangsmÕte for Õ behandle en ikke-stabilisert rÕolje |
NO311381B1 (no) * | 1996-10-25 | 2001-11-19 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte og apparater for fremstilling, lagring og regassifisering av et hydrokarbonprodukt, det fremstilte produktog anvendelse derav |
US6028234A (en) * | 1996-12-17 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Process for making gas hydrates |
US6028235A (en) * | 1997-10-14 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Gas hydrate regassification method and apparatus using steam or other heated gas or liquid |
US5964093A (en) * | 1997-10-14 | 1999-10-12 | Mobil Oil Corporation | Gas hydrate storage reservoir |
US6180843B1 (en) | 1997-10-14 | 2001-01-30 | Mobil Oil Corporation | Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed |
US6082118A (en) * | 1998-07-07 | 2000-07-04 | Mobil Oil Corporation | Storage and transport of gas hydrates as a slurry suspenion under metastable conditions |
GB2347938B (en) | 1999-03-15 | 2001-07-11 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | Production method for hydrate and device for producing the same |
GB9906731D0 (en) * | 1999-03-24 | 1999-05-19 | British Gas Plc | Formation,processing,transportation and storage of hydrates |
AU778742B2 (en) * | 1999-06-24 | 2004-12-16 | Metasource Pty Ltd | Natural gas hydrates and method of producing same |
AUPQ118899A0 (en) * | 1999-06-24 | 1999-07-22 | Woodside Energy Limited | Natural gas hydrate and method for producing same |
AUPQ228399A0 (en) * | 1999-08-17 | 1999-09-09 | Woodside Energy Limited | Production plant |
AUPQ438299A0 (en) * | 1999-12-01 | 1999-12-23 | Woodside Energy Limited | Storage of natural gas |
US20080072495A1 (en) * | 1999-12-30 | 2008-03-27 | Waycuilis John J | Hydrate formation for gas separation or transport |
JP4167977B2 (ja) * | 2001-07-09 | 2008-10-22 | 三井造船株式会社 | ガスハイドレートの造粒及び荷役並びに輸送方法 |
JP5019683B2 (ja) * | 2001-08-31 | 2012-09-05 | 三菱重工業株式会社 | ガスハイドレートスラリーの脱水装置及び脱水方法 |
WO2004063314A1 (en) * | 2003-01-07 | 2004-07-29 | Servio Phillip D | Formation of gas hydrates by fluidized bed granulation |
JP2008248190A (ja) * | 2007-03-30 | 2008-10-16 | Mitsui Eng & Shipbuild Co Ltd | 混合ガスハイドレート製造方法 |
EP2031044A1 (en) | 2007-08-29 | 2009-03-04 | Research Institute of Petroleum Industry (RIPI) | Stabilization of gas hydrates |
DE102009015199A1 (de) | 2009-08-24 | 2011-03-17 | Scheer Heizsysteme & Produktionstechnik Gmbh | Verfahren zur Herstellung von Gashydraten |
DE102009051277A1 (de) | 2009-10-29 | 2011-05-05 | Linde Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zur Erzeugung von Clathrat |
RU2457010C1 (ru) * | 2010-11-17 | 2012-07-27 | Учреждение Российской Академии наук Институт теплофизики Уральского отделения РАН | Способ получения газовых гидратов |
RU2714468C1 (ru) * | 2019-05-13 | 2020-02-17 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный исследовательский центр "Якутский научный центр Сибирского отделения Российской академии наук" | Способ получения гидратов из природного газа и льда |
Family Cites Families (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2270016A (en) | 1938-05-25 | 1942-01-13 | Chicago By Products Corp | The use of gas hydrates in improving the load factor of gas supply systems |
US3217503A (en) | 1963-09-04 | 1965-11-16 | Gen Foods Corp | Method of handling gas |
US3514274A (en) * | 1965-02-18 | 1970-05-26 | Exxon Research Engineering Co | Transportation of natural gas as a hydrate |
SU477917A1 (ru) * | 1973-03-12 | 1975-07-25 | Якутский Филиал Со Ан Ссср | Способ трубопроводного транспорта природного газа |
US3975167A (en) | 1975-04-02 | 1976-08-17 | Chevron Research Company | Transportation of natural gas as a hydrate |
US4398394A (en) | 1981-12-02 | 1983-08-16 | General Foods Corporation | Process for preparing gasified ice of improved stability |
SU1458662A1 (ru) | 1986-12-23 | 1989-02-15 | Od T I Kholodilnoj Promyshlenn | Установка для производства ледяных гранул, наполненных газовыми гидратами |
CH677618A5 (no) * | 1988-01-14 | 1991-06-14 | Sulzer Ag |
-
1990
- 1990-01-29 NO NO90900395A patent/NO172080C/no unknown
-
1991
- 1991-07-08 EP EP91911763A patent/EP0594616B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-07-08 WO PCT/NO1991/000101 patent/WO1993001153A1/en active IP Right Grant
- 1991-07-08 CA CA002113071A patent/CA2113071C/en not_active Expired - Fee Related
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1994000713A1 (en) * | 1992-06-29 | 1994-01-06 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S | Method and plant for converting gas into hydrate |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0594616B1 (en) | 1999-06-02 |
CA2113071A1 (en) | 1993-01-09 |
CA2113071C (en) | 2001-09-11 |
NO900395L (no) | 1991-07-30 |
NO172080C (no) | 1993-06-02 |
EP0594616A1 (en) | 1994-05-04 |
WO1993001153A1 (en) | 1993-01-21 |
NO900395D0 (no) | 1990-01-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO172080B (no) | Framgangsmaate for framstilling av gasshydrater og apparattil utfoerelse av samme | |
US5536893A (en) | Method for production of gas hydrates for transportation and storage | |
US3514274A (en) | Transportation of natural gas as a hydrate | |
EP1957856B1 (en) | Process for regasifying a gas hydrate slurry | |
US6180843B1 (en) | Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed | |
CN100575771C (zh) | 液态二氧化碳运输方法 | |
TW438718B (en) | Process for making gas hydrates | |
US5941096A (en) | Method of oil and gas transportation | |
JP2001507742A (ja) | 水化物から気体を回収する方法 | |
US20140345299A1 (en) | Method of marine transportation of unsweetened natural gas | |
MXPA06002480A (es) | Recepcion, procesamiento, manejo y distribucion de hidrocarburos y otros fluidos. | |
NO324883B1 (no) | Fartoy | |
EP1373062B1 (en) | A method and a device for loading petroleum | |
US20040140100A1 (en) | Marginal gas transport in offshore production | |
NO961666L (no) | Fremgangsmåte og system for oppfanging og lagring av lett hydrokarbondamp fra råolje | |
JP3173611B2 (ja) | 輸送及び貯蔵のためのガス水和物の製造方法 | |
RU2505740C2 (ru) | Способ получения, хранения и разложения гидратов природного газа | |
EP1232362A1 (en) | Hydrate storage and transportation | |
RU2200727C2 (ru) | Способ транспортирования или хранения гидратов газов | |
JP4105671B2 (ja) | 天然ガスペレット輸送船 | |
NO311381B1 (no) | Fremgangsmåte og apparater for fremstilling, lagring og regassifisering av et hydrokarbonprodukt, det fremstilte produktog anvendelse derav | |
RU2198285C2 (ru) | Способ добычи и транспорта природного газа из газовых и газогидратных морских месторождений - "цветы и пчелы" | |
WO2021216413A1 (en) | Method and system for extracting methane gas, converting the gas to clathrates, and transporting the gas for use | |
JP2001323289A (ja) | 酸性ガス除去装置及びこれを備えたガスハイドレート製造システム | |
NO180470B (no) | Fremgangsmåte for behandling og transport av en ustabilisert hydrokarbonblanding |