NO176534B - Fremgangsmåte og anordning for transport og behandling av en naturgass - Google Patents
Fremgangsmåte og anordning for transport og behandling av en naturgass Download PDFInfo
- Publication number
- NO176534B NO176534B NO910225A NO910225A NO176534B NO 176534 B NO176534 B NO 176534B NO 910225 A NO910225 A NO 910225A NO 910225 A NO910225 A NO 910225A NO 176534 B NO176534 B NO 176534B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- water
- phase
- accordance
- liquid phase
- Prior art date
Links
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 54
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 48
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims description 24
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 158
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 70
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 55
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 54
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 39
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 35
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 32
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 32
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 29
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 22
- ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N Triethylamine Chemical compound CCN(CC)CC ZMANZCXQSJIPKH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 15
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 7
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims description 6
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims description 6
- HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 2-Aminoethan-1-ol Chemical compound NCCO HZAXFHJVJLSVMW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N Diethyl ether Chemical compound CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N Morpholine Chemical compound C1COCCN1 YNAVUWVOSKDBBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N butan-1-amine Chemical compound CCCCN HQABUPZFAYXKJW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N propylamine Chemical compound CCCN WGYKZJWCGVVSQN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 claims description 3
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 3
- NVJUHMXYKCUMQA-UHFFFAOYSA-N 1-ethoxypropane Chemical compound CCCOCC NVJUHMXYKCUMQA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 2-METHOXYETHANOL Chemical compound COCCO XNWFRZJHXBZDAG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N Dimethoxyethane Chemical compound COCCOC XTHFKEDIFFGKHM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N Ethylenediamine Chemical compound NCCN PIICEJLVQHRZGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- NKDDWNXOKDWJAK-UHFFFAOYSA-N dimethoxymethane Chemical compound COCOC NKDDWNXOKDWJAK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N dipropylamine Chemical compound CCCNCCC WEHWNAOGRSTTBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- VNKYTQGIUYNRMY-UHFFFAOYSA-N methoxypropane Chemical compound CCCOC VNKYTQGIUYNRMY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- XCVNDBIXFPGMIW-UHFFFAOYSA-N n-ethylpropan-1-amine Chemical compound CCCNCC XCVNDBIXFPGMIW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims description 2
- BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N propan-1-ol Chemical compound CCCO BDERNNFJNOPAEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 2
- ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N Dimethylamine Chemical compound CNC ROSDSFDQCJNGOL-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims 1
- POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N dipropyl ether Chemical compound CCCOCCC POLCUAVZOMRGSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 210000002196 fr. b Anatomy 0.000 claims 1
- 210000003918 fraction a Anatomy 0.000 claims 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 claims 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 29
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 14
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 12
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 8
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 3
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 3
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N cyclohexylamine Chemical compound NC1CCCCC1 PAFZNILMFXTMIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 2
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 229940087646 methanolamine Drugs 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 2
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 125000003636 chemical group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N diethylamine Chemical compound CCNCC HPNMFZURTQLUMO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000002808 molecular sieve Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N sodium aluminosilicate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-][Si]([O-])=O.[O-][Si]([O-])=O URGAHOPLAPQHLN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
- F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
- F17D1/05—Preventing freezing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Devices And Processes Conducted In The Presence Of Fluids And Solid Particles (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og en anordning for bruk og regenerering av tilsetninger som skal forebygge dannelse av korrosjon og/eller hydrater, for transportering og behandling av en naturgass.
Ved utvinning av naturgass i en vanskelig sone, dvs. til havs eller på land i områder som er fjerntliggende eller generelt utilgjengelige, vil produksjonsselskapene tilstrebe å overføre gassen som kan være utvunnet i forskjellige brønner og oppsamlet på et sentralt sted, for behandling og kondisjonering etter et minst mulig antall omdanningsprosesser og/eller forbehandlinger, for å redusere kapitalinvesteringen og driftsomkostningene, slik at prosessene som gjennomføres på produksjonsstedet, reduseres til det høyst nødvendige, for at transporteringen av gassen gjennom en gassrørledning til behandlingsstedet, kan foregå uten uhell, idet noen komponenter av naturgass, nemlig vann og sure gasser (C02, H2S) i realiteten krever særlige forholdsregler.
Hvis forekomsten inneholder vann, er naturgassen mettet med vann ved produksjonstemperaturen, og under transporteringen vil gasstemperaturen vanligvis synke, hvilket medfører kondensering av en del av vannet, men som under visse forhold kan forårsake dannelse av hydratkrystaller bestående av hydrokarbonmolekyler som er innleiret i krystallinske strukturer som er dannet av vannmolekylene og som oppstår ved en temperatur adskillig over 0°C. Dannelsen av hydrater i en gassrørledning kan føre til gjentetting og derav følgende produksjonsavbrudd. For å unngå dette er det nødvendig enten at gassen dehydreres innen transporteringen, eller at det i gassen injiseres et middel, såsom metanol- eller etylenglykol, som vil forhindre hydratdannelse. I det førstnevnte tilfelle blir gassen vanligvis behandlet med glykol i en vaskerenhet, for å justere vannets duggpunkt til den verdi som kreves for transportering, hvorved prosessen gjennom-føres under monofase-tilstander, og i det andre tilfelle blir det forhindrede middel innført i gassen straks denne har forlatt brønnhodet, og transporteringen gjennomføres ihvertfall delvis under difasetilstander.
De fleste naturgasser inneholder en større eller mindre del av sure gasser, såsom C02 og/eller H2S. Disse bestanddeler kan som regel ikke utskilles på produksjonsstedet, og må transporteres med gassen. Slike sure gasser forårsaker korrosjonsdan-nelse i rørledningene, særlig i nærvær av vann. Det er derfor nødvendig at korrosjonshindrende midler injiseres i gasstrømmen helt fra selve brønnhodet, for å beskytte rørledningene fordi korrosjon til sist kan forårsake ledningsbrudd eller alvorlige gasslekkasjer. De korrosjonsforhindrende midler injiseres i sportilstand, men da de generelt er vanskelige produkter, vil de bidra til en økning i gassproduksjonsprisen.
Etter å ha nådd behandlingsstedet blir gassen som kan stamme fra flere forskjellige brønner som leverer til en enkelt gassrør-ledning, generelt dehydrert, for å senke vannets duggpunkt under det som kreves for transportering, og dette andre dehydreringstrinn kan i de fleste tilfeller gjennomføres enten ved at vannet absorberes i glykol eller ved adsorbsjon av vannet på molekylar-siler, idet dehydreringsprosessen som gjennomføres på den måte, kan være forskjellig fra den som benyttes ved produksjonsstedet for å gi vannet det rette duggpunkt for transportering av gassen. Det andre dehydreringstrinn er meget viktig dersom det er ønskelig at gassen kan avkjøles til en relativt lav temperatur på f.eks. mellom -10 og -40°C, for at gassen skal befris fra de naturlige gassvæsker, dvs. andre hydrokarboner enn metan, som kan leveres flytende ved omgivelsestemperatur. Under disse forhold vil de tilsetninger som ble injisert av transporteringshensyn (midler som forebygger hydratdannelse og korrosjon) absorberes under behandlinge.n, uten å tilbakeføres.
Det er konstatert at visse tilsetninger (midler som forebygger hydratdannelse eller korrosjon) kan gjenvinnes og tilbake-føres til produksjonsbrønnhodet, og det er derfor av meget stor betydning å kunne redusere tapet av disse midler og dermed redusere gassproduksjonsomkostningene.
Det er også konstatert at når den fremførte gass behandles på gassterminalen, vil disse tilsetninger også spille en positiv rolle, ved at bruken av andre tilsetninger bortfaller.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen omfatter en ny bruk av disse antihydrat- og/eller antikorrosjonstilsetninger som derved kan tilbakeføres.
Fremgangsmåten kjennetegnes i hovedtrekk ved følgende prosesstrinn:
a) Ihvertfall en del av gassen som utstrømmer fra minst én produksjonsbrønn bringes, under egnede forhold og i minst én kontaktsone, i kontakt med en væskefase som ihvertfall delvis tilføres fra et senere tilbakeføringstrinn (e) og inneholder både vann og minst én antihydrat-tilsetning bestående av en hydrokarbonfri sammensetning, normalt i form av en annen væske enn vann, og som ihvertfall delvis er vann-blandbar og fordamper i ren tilstand eller i azeotrop form ved en temperatur under vannets fordampingstemperatur, for opprettelse av en vanndig væskefase med et redusert tilsetningsinnhold, jevnført med den tilbakeførte væskefase og en tilsetningsholdig gassfase, b) Transportering av den tilsetningsholdige gassfase gjennom en rørledning til minst én varmevekslingssone, c) Avkjøling, under egnede forhold, av gassfasen fra trinn b) i varmevekslingssonen, for delvis kondensering av gassfasen og
frembringelse av en ukondensert gass, idet kondensatet består av
minst én vanndig fase som inneholder ihvertfall en del av tilsetningen,
d) Utskilling av den vanndige fase fra den ukondenserte gass under egnede forhold i en separasjonssone, og avleding av
den ukondenserte gass, og
e) Tilbakeføring av den vanndige fase til trinn a) ved transportering gjennom en annen rørledning til kontaktsonen.
Uttrykket bestanddel "som normalt er flytende" innebærer flytende under normale temperatur- og trykkforhold.
Mengden av antihydrat-løsning i vannet utgjør generelt 10-70 og fortrinnsvis 20-50 vekt-%.
Ved en annen versjon av oppfinnelsen kan det, sammen med antihydrat-tilsetningen og vannet, innføres minst én ikke-hydrokarbonholdig antikorrosjonstilsetning som ihvertfall er delvis blandbar med vann eller dispergerbar i vann og som fortrinnsvis vil fordampe ved et lavere kokepunkt enn vannets eller som, i forening med vannet, danner en azeotrop med lavere kokepunkt enn vannet, for å kunne medføres av gassen under prosesstrinn a).
Ved denne fremgangsmåte har den vanndige væskeblanding følgende sammensetning: 0 ,1 - 5 og fortrinnsvis 0,3 - 1 vekt-% antikorrosjons-tilsetning,
10-70 og fortrinnsvis 20 - 50 vekt-% antihydrat-tilsetning, og
29,9 - 89,9 og fortrinnsvis 49,7 - 79,7 vekt-% vann.
Andelen av vanndig væskefase som innføres i kontaktsonen, vil som regel utgjøre 0,05 - 5 og fortrinnsvis 0,1-1 vekt-% av gasstrømmengden som skal behandles, og kontaktopprettelsestrinnet gjennomføres generelt ved samme temperatur og trykk som av gassene som utstrømmer fra produksjonsbrønnen, og som eksempelvis utgjør 20-100°C under et trykk av 0,1 - 25 MPa.
Oppfinnelsen vedrører også den anordning som anvendes for transportering og behandling av en naturgass. Som en hovedregel omfatter anordningen følgende innretninger som samvirker med hverandre.
minst én beholder (Gl) hvori det kan opprettes kontakt under trykk og fortrinnsvis i motstrømsretning mellom en gass og minst én tilsetning, og som har en første ende og en andre ende, fordelaktig plassert under den første ende,
en innretning (1) for innføring av gassen og forbundet med transporteringsinnretningen (3, 5) og/eller beholderens andre ende,
en innretning (4) for innføring av en vanndig væskefase inneholdende minst én tilsetning og som er koplet til innret-ninger for tilbakeføring av væskefasen og til beholderens første ende,
en innretning (2) for avleding av en vanndig væskefase og forbundet med beholderens andre ende,
innretninger (3, 5) for transportering av en gassfase under trykk og forbundet med den første ende av beholderen (Gl) og med en innretning (E^) for varmeveksling under trykk,
en innretning ( B^) for utskilling av en vanndig væskefase fra den behandlede, ukondenserte gass, og forbundet med varme-vekslingsinnretningene,
en innretning (10) for gjenvinning av den ukondenserte og behandlede gass, og forbundet med utskiller innretningen (B^ ,
en innretning (8) for avleding av den vanndige fase, og forbundet med utskillerinnretningen, og
innretninger (Pi» 9, 4) for tilbakeføring av den vanndige fase, og forbundet med innretningen for avleding av den vanndige fase og med en rørledning som er koplet til den første ende av beholderen (Gl).
Oppfinnelsen er nærmere beskrevet i det etterfølgende i tilknytning til de medfølgende tegninger som ikke er begrensende, og hvori:
Figur 1 viser anordningen ifølge oppfinnelsen.
Figur 2 viser tilstedeværelsen av et antall soner for kontaktopprettelse med tilsetningene ifølge oppfinnelsen. Figur 2A viser en annen versjon med spesielle antikorrosjons-tilsetninger. Figur 3 viser et skjematisk riss av et produksjonssystem som drives med fire brønner og en midtre behandlingsplattform.
Figur 4 viser forbehandling av gass med kondensator.
Figur 5 viser en alternativ forbehandling av gassene med kondensater.
Prinsippet for prosessen ifølge oppfinnelsen er vist med det skjematiske riss i figur 1 som illustrerer eksempel på en naturgass inneholdende metan i tilknytning til høyere hydrokarboner, sure gasser (karbondioksyd og hydrogensulfid) og som er mettet med vann ved de rådende temperatur- og trykkforhold under produksjonen.
Naturgassen som utstrømmer fra produksjonsbrønnhodet, fremføres gjennom en rørledning 1 ved bunnen av en fortrinnsvis praktisk talt vertikal kontaktopprettelses-beholder Gl. I kontaktsonen Gl som fortrinnsvis drives i et motstrømsmønster, bringes naturgassen i kontakt med en blanding bestående av vann, og minst én antihydrat-løsning, separat eller sammenblandet med minst én antikorrosjons-tilsetning som tilføres fra en rørledning 4. En gassfase med innhold av løsning og tilsetning avledes fra beholdertoppen gjennom en rørledning 3. En vanndig fase som stort sett er befridd for løsning og tilsetning, avledes fra beholderbunnen gjennom en rørledning 2. Gassfasen fra beholdertoppen transporteres gjennom rørledningen 3 over en strekning som kan utgjøre flere kilometer, og videreføres gjennom en rørledning 5 til mottaksterminalen, hvor gassen kan behandles innen den overføres til et kommersielt system. Gasstrømmen i ledningen 5 avkjøles til den lave temperatur som kreves for behandling i varmeveksleren El, ved hjelp av et kjølefluid som ikke inngår i prosessen og som forårsaker delvis kondensering, og kjølevirk-ningen medfører ingen hydratdannelse på grunn av den motvirkende løsning som i tilstrekkelig mengde er tilstede i gassen. Den avkjølte blanding som avledes fra varmeveksleren El gjennom ledningen 6, består av et kondensat omfattende en vanndig væskefase som inneholder hoveddelen av vannet, idet løsning og tilsetning som måtte finnes i gassen, avledes fra kontaktsonen Gl gjennom rørledningen 3, og en gassfase betegnet som en svak gassfase med redusert innhold av tunge hydrokarboner. Disse to faser adskilles i en bunnfellingstank Bl, og den tynne gass som er befridd for hovedmengden av det vann og de tunge hydrokarboner som gassen inneholdt ved innføringen i prosessen gjennom rørled-ningen 1, avledes gjennom en rørledning 10, mens den vanndige væskefase avledes gjennom rørledningen 8, eventuelt ved tilset-ting av en kompletterende mengde av løsning og tilsetning fra en rørledning 11, for kompensering av tap, atter oppsuges av pumpen Pl og tilbakeføres gjennom rørledningen 9 til produksjonsstedet, hvor den innstrømmer gjennom rørledningen 4, for tilbakeføring.
Hvis andelen av hydrokarboner, tyngre enn metan, er relativt stor vil det, under avkjølingen, dannes en flytende hydrokarbonfase. I det tilfelle som er vist i figur 1, er denne flytende hydrokarbonfase utskilt fra den vanndige fase i tanken Bl, for å utstrømme gjennon^ rørledningen 7.
Under hele denne beskrevne prosess vil det ikke forekomme hydratdannelse og korrosjon, da dette forhindres grunnet tilstedeværelsen av antihydrat-løsningen og antikorrosjons-tilsetningen som beskytter hele installasjonen. En av fordelene ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er at de antihydrat- og antikorrosjonstilsetninger som anvendes, er virksomme gjennom hele installasjonen, nemlig kontaktsonen Bl hvor det opprettes kontakt mellom gassen og tilsetningene på produksjonsstedet, transportledningen hvorigjennom gass kan overføres fra produk-sjonssonen til mottaksterminalen, og behandlingssonen hvor naturgassen utskilles fra vannet og de tyngste hydrokarboner. Når det under avkjølingstrinnet (c) dannes en flytende hydrokarbonfase, blir denne utskilt fra den vanndige fase i en bunnfellingsprosess, og fjernet.
Da det ikke er nødvendig å anvende all gassen i kontaktsonen Gl for at antihydrat- og/eller antikorrosjons-tilsetningene som fremstrømmer gjennom ledningen, skal overføres til dampfasen, kan en del av gassen som skal transporteres (rørledning 12) blandes direkte med gassen som utstrømmer gjennom ledningen 3 fra kontaktsonen Gl, som vist med brutte linjer i figur 1, uten å måtte passere gjennom kontaktsonen Gl. I tillegg vil naturgassen generelt produseres av flere brønner. Det er i såfall mulig å sammenføre utstrømningene fra flere forskjellige brønner i en enkelt prosess ifølge oppfinnelsen, og i det øyemed kan gassen fra visse brønner innføres i prosessen ifølge oppfinnelsen gjennom rørledningen 1, mens gassen fra de øvrige brønner kan innføres i prosessen gjennom rørledningen 12.
Hvis naturgassen produseres av flere brønner i innbyrdes avstander, kan det opprettes et antall kontaktsoner Gl, hver for seg for behandling av produksjon fra én eller flere brønner, og hele produksjonen kan gjennom et egnet rørledningssystem over-føres til en mottaksterminal for behandling av hele gassproduk-sjonen, og i såfall vil den tilbakeførte, vanndige væskefase som avledes gjennom rørledningen 8, omfordeles til de forskjellige kontaktsoner Gl, og denne alternative prosessform ifølge oppfinnelsen er vist i figur 2, hvor de utstyrsdeler som er de samme som ifølge figur .1, er betegnet med samme henvisningstall.
I dette eksempel produseres naturgassen på to hovedfelter og antas å inneholde metan i forbindelse med høyere hydrokarboner og å være mettet med vann under de rådende temperatur- og trykkforhold under utvinningen. På det første felt blir naturgassen som utstrømmer fra et produksjonsbrønnhode, behandlet som tidligere beskrevet i tilknytning til figur 1. På det andre felt blir naturgassen som utstrømmer fra et annet produksjonsbrønnhode, fremført gjennom en rørledning 21. I kontaktsonen G2 bringes gassen i kontakt med en blanding bestående av vann og antihydrat-løsning som tilføres gjennom en ledning 24. En løsningsholdig gassfase utstrømmer fra beholdertoppen gjennom rørledningen 23. En vanndig fase, stort sett uten løsning, utstrømmer fra beholderbunnen gjennom rørledningen 22. Den øvre gassfase transporteres gjennom rørledningen 23 og blandes i rørledningen 25 med gassen fra det første produksjonsfelt, som strømmer gjennom ledningen 3. All gassen transporteres over en strekning som kan utgjøre flere kilometer og innstrømmer gjennom ledningen 5 i mottaksterminalen, hvor gassen kan behandles innen den overføres til det kommersielle system. Gasstrømmen i ledningen 5 avkjøles til den lave temperatur som kreves for behandling i varmeveksleren El, ved hjelp av et kjølefluid som ikke inngår i prosessen og som forårsaker delvis kondensasjon, og denne kjølevirkning medfører ingen hydratdannelse, på grunn av den forebyggende løsning som er tilstede i tilstrekkelig stor mengde i gassen. Den avkjølte blanding som utstrømmer fra varmeveksleren El gjennom rørledningen 6, består av en vanndig væskefase som inneholder størstedelen av vannet og løsning som skulle finnes i gassen som utstrømmer fra kontaktsonen Gl gjennom ledningen 3 og dels i gassen som utstrømmer fra kontaktsonen G2 gjennom ledningen 23, en hydrokarbon-væskefase bestående av de tyngste hydrokarboner i gassen, og en gassfase, den såkalte tynne gassfase, med redusert innhold av tunge hydrokarboner. Disse tre faser adskilles i bunnfellingstanken Bl, idet den tynne gassen som er befridd for størstedelen av vannet og de tunge hydrokarboner som gassen inneholdt ved innføringen i prosessen gjennom ledningene 1 og 21, avledes gjennom rørledningen 10, hydrokarbon-væskef asen fjernes gjennom ledningen 7 og den vanndige væskefase utstrømmer gjennqm ledningen 8 mens en kompletterende mengde av løsning fra ledningen 11 tilsettes for å kompensere tapene og oppsuges dels på ny av pumpen Pl for å overføres gjennom ledningen 9 til det første produksjonsfelt hvor den innstrømmer gjennom ledningen 4, for tilbakeføring, og dels av pumpen P2 for å føres gjennom ledningen 2 6 til det andre produksjonsfelt hvor den innstrømmer gjennom ledningen 24, for tilbakeføring.
Figur 3 viser et eksempel på et produksjonssystem som drives med fire adskilte brønner henholdsvis PSI, PS2, PS3 og PS4. Gassen overføres til en midtre behandlingsplattform PTC, fra brønnen PSI gjennom ledningen 100, fra brønnen PS2 gjennom ledningen 200, fra brønnen PS3 gjennom ledningen 300 og fra brønnen PS4 gjennom ledningen 4 00. På den midtre behandlingsplattform PTC avkjøles gassen for frembringelse av en vanndig fase og en delvis dehydrert gass hvis duggpunkt oppfyller transporteringsforskriften som krever et duggpunkt eksempelvis under eller lik -10"C. Denne gassen komprimeres ved hjelp av en kompressor som er plassert på plattformen PTC, og utstrømmer gjennom rørledningen 500.
Gassfasen ledes til produksjonsbrønnene PSI, PS2, PS3 og PS4, igjen ved hjelp av pumper som, gjennom ledningene 101, 201, 301 og 401, overfører vanndig fase i strømningsmengder som er proporsjonale med de gasstrømmengder som føres gjennom ledningene 100, 200, 300 og 400. I hver produksjonsbrønnsone er det anordnet en kontaktopprettings-innretning for innføring av tilsetning i den produserte gass og avleding av en vanndig fase som er stort sett befridd for sitt opprinnelige tilsetningsinnhold.
Et tilsetningsforråd som fornyes periodisk på plattformen PTC, gjør det mulig å kompensere tilsetningstapene gjennom en regulær kompletteringsprosess.
Naturgassen som produseres, blir i mange tilfeller ledsaget av kondensater av hydrokarboner, hvilket innebærer at utstrøm-ningen fra brønnen inneholder en gassfase og en væskefraksjon bestående av de tyngste hydrokarboner, og i de fleste tilfeller er også en vanndig væskefase tilstede ved brønnutløpet. Ved produksjon av gasser med kondensater kan prosessystemet ifølge oppfinnelsen, ihvertfall den del som er plassert på produksjonsfeltet, være noe endret av hensyn til hydrokarbon-væskefasen, og figur 4 viser denne alternative utførelsesform hvor gassen med kondensater som utstrømmer fra produksjonsbrønnhodet, fremføres gjennom ledningen 1 og innstrømmer i den øvre del av en separa-tortank B2 hvori de tre angjeldende faser utskilles, idet den vanndige fase bestående av vann fra formasjonen, fjernes gjennom ledningen, hydrokarbon-væskefasen fjernes gjennom ledningen 32, oppsuges av pumpen P3 og utstrømmer gjennom ledningen 33, og gassfasen fjernes gjennom ledningen 31 og overføres til kontaktsonen Gl, for å bringes i kontakt med en blanding bestående av vann, løsning og tilsetninger, fra ledningen 4. En gassfase med innhold av løsning og tilsetninger utstrømmer øverst gjennom ledningen 3. Ved bunnen blir en vanndig fase som stort sett er befridd for løsning og tilsetninger, fjernet gjennom ledningen 2. Den øvre gassfase transporteres gjennom ledningen 3 til mottaksterminalen. Kondensatene som strømmer gjennom ledningen 33, kan gjennom en separat ledning overføres til en mottaksterminal eller blandes, i en ledning 34, med gassen som strømmer gjennom ledningen 3 , idet transporteringen til mottaksterminalen under disse forhold gjennomføres difasisk eller delvis til terminalen og delvis som blanding i ledningen 3.
Det er i figur 5 vist en alternativ versjon av situasjonen under utvinning av gass med kondensater, hvor separatortanken B2 og kontaktsonen Gl er integrert til en enkelt utstyrsdel, for å forbedre kompaktheten som er et kriterium som er særlig attrak-tivt i forbindelse med produksjon til havs. Gassen med kondensatene som utstrømmer fra produksjonsbrønnhodet, overføres gjennom ledningen 1 til separatortanken B2 hvori hydrokarbon-væskef asen utskilles, en vanndig fase dannes, bestående av vann fra formasjonen og vann fra kontaktsonen Gl i direkte forbindelse med den øvre del av separatoren B2, og en gassfase bringes i motstrømskontakt, i kontaktsonen Gl, med en blanding bestående av vann, løsning og tilsetninger og tilført fra ledningenn 4. En gassfase med innhold av løsning og tilsetninger utstrømmer øverst gjennom ledningen 3, og transporteres til mottaksterminalen. Ved bunnen blir den vanndige fase som er stort sett befridd for løsning og tilsetninger, blandet med den vanndige fase som inneholder vann fra formasjonen, med etterfølgende utfelling og fjerning gjennom .ledningen 2. Hydrokarbon-væskefasen utstrømmer fra beholderen B2 gjennom ledningen 32, oppsuges av pumpen P3 og fjernes gjennom ledningen 33, for enten å transporteres til en mottaksterminal gjennom en separat ledning, eller å blandes med gassen som strømmer gjennom ledningen 3, idet transporteringen i såfall foregår difasisk.
Dette alternativ gjør det mulig å sørge for at det under fylling av Gl gjennomføres en dobbeltfunksjon som dels muliggjør opprettelse av kontakt mellom den vanndige fase som tilføres gjennom ledningen 4 og gassen som tilføres gjennom ledningen 1, og dels muliggjør avsperring av væskedråpene som medføres av gassen og derved forbedre adskillingen av fasene.
Installasjonen som er skjematisk vist i figur 5, kan anvendes på land, på en sjøplattform eller under vann.
Hvis det er tale om en undervannsinstallasjon, kan ulike konstruksjoner komme i betraktning. Hvis gassen som utstrømmer fra brønnen, ikke inneholder hydrokarbonkondensat, kan vannet i rørledningen 2 utstrømme direkte i sjøen, dersom det er tilstrekkelig renset for tilsetninger i kontaktsøylen Gl. Gassen videretransporteres i enkeltfase-tilstand gjennom en undervannsledning.
Hvis gassen ved utløpet inneholder et hydrokarbonkondensat, blir dette, etter å være utskilt, fortrinnsvis atter blandet med gassen med henblikk på samtidig difase-transportering, slik at de to faser kan transporteres i en enkelt ledning. Før transporteringen kan det være nødvendig å øke trykket, og dette kan gjennom-føres enten etter sammenblanding ved hjelp av en pumpe eller en tofase-kompressor eller etter sammenblanding ved at gassen innføres i en kompressor og kondensatet i en pumpe.
Som antihydrat-løsning kan det med fordel benyttes eksempelvis metanol. Det kan også velges mellom følgende løsninger: metylpropyleter, etylpropyleter, metyltertiobutyleter, dimetoksymetan, dimetoksyetan, etanol, metoksyetanol og propanol, som kan brukes hver for seg eller i form av en blanding.
Antikorrosjons-tilsetningen kan fortrinnsvis utvelges fra organiske sammensetninger fra den kjemiske gruppe av aminer, såsom ditylamin, propylamin, butylamin, trietylamin, dipropylamin, etylpropylamin, etanolamin, cykloheksylamin, pyrridisk morfolin og etylendiamin, som likeledes kan brukes hver for seg eller i form av en blanding.
Hvis antikorrosjons-tilsetningen kan dispergeres i vann og hvis dens kokepunkt er høyere enn vannets, kan tilsetningen gjenvinnes og tilbakeføres som vist i figur 2A, idet naturgassen fra produksjonsbrønnhodet fremføres gjennom rørledningen 1. I kontaktsonen Gl bringes naturgassen i kontakt med en blanding bestående av vann, antihydrat-løsning og antikorrosjons-tilsetning som tilføres gjennom ledningen 4. En vanndig fase med betydelig innhold av løsning utstrømmer øverst gjennom ledningen 3. Den vanndige fase som praktisk talt er befridd for løsning men som fremdeles inneholder størstedelen av antikorrosjons-tilsetningen som ikke er medført av gassen som utstrømmer fra kontaktsonen Gl gjennom ledningenn 2 og innføres i separatoren Sl hvori vannet utskilles fra antikorrosjons-tilsetningen, og vannet hvorfra antikorrosjons-tilsetningen og løsningen er praktisk talt totalt fjernet, utstrømmer fra XI gjennom ledningen 40, og antikorrosjons-tilsetningen utstrømmer fra Sl gjennom ledningen 41 og oppsuges av pumpen P4 for videreføring gjennom ledningen 42 til ledningen 3, for atter å blandes med gassen som kommer fra kontaktsonen Gl, og gjennomstrømmer ledningen 3 og derved forebygger korrosjon under transporteringen av gassen til behandlingsterminalen. Separatoren Sl kan være av ulike typer, f.eks. en koalesceringsanordning, en bunnfellingsenhet, en ekstraktorenhet, en destilleringsenhet eller en sentrifugerings-enhet.
Ved behandlingsterminalen vil den nødvendige avkjølings-temperatur for ekstrahering av de tyngste hydrokarboner fra gassen avhenge av gasstrykket og den ønskelige gjenvinningsgrad, og kan ligge mellom +10 og -60 og fortrinnsvis mellom -10 og -40°C ved et gasstrykk av 0,1-2 5 og fortrinnsvis 0,2 - 10 MPa. Kjølevirkningen kan frembringes gjennom en utvendige kjølesyklus eller på annen måte, f.eks. ved ekspandering av gass i en turbin eller en ekspansjonsventil.
Den dehydrerte gass fra kjøletrinnet (c) kan gjennomgå ytterligere behandling. Særlig kan det være nødvendig at dens innhold av sure gasser fjernes ihvertfall delvis. Det kan i såfall med fordel benyttes samme løsning som den som tidligere er brukt, eksempelvis metanol, ved lav temperatur for å forebygge hydratdannelse, ved vasking av gassen i en motstrømsprosess i en pakket søyle eller platesøyle. Løsningen som utstrømmer fra vaskesonen, kan deretter gjenvinnes ved trykk- og/eller tempe-raturredusering, og tilbakeføres. Gassen som ihvertfall delvis er befridd for vann og syre, avledes.
Forskjellige utstyrskomponenter som vil være kjent for den fagkyndige, kan benyttes ved gjennomføring av de ulike prosesstrinn.
Særlig kan kontaktsonen som anvendes i løpet av trinn (a) bestå av en pakket søyle eller en søyle av platetype. Forskjellige fyllmaterialer kan brukes, spesielt fyllmateriale som betegnes som "strukturerte" og som fordeles jevnt i kontaktsonen. Det kan også anvendes fyllmaterialer bestående av metallduk som betegnes som "strukturerte" og som fordeles jevnt i kontaktsonen. Det kan også anvendes fyllmaterialer bestående av metallduk som innføres i form av sylindriske plugger av samme diameter som kontaktsøylens innerdiameter.
Enhver annen innretning som vil være kjent for den fagkyndige og gjøre det mulig å opprette slik kontakt mellom væskefasen og gassfasen, kan også komme til anvendelse. En slik innretning kan f.eks. bestå av et kontaktopprettende sentrifugalapparat hvorigjennom de to faser ledes i motstrømsmønster, ikke under tyngdekraftpåvirkning, men under påvirkning av en sentrifugal-kraft, for frembringelse av et kontaktopprettende apparat av lite volum.
Prosessen ifølge oppfinnelsen kan illustreres av etterfølg-ende eksempel:
Eksempel 1
Driftsprosessen i dette eksempel er den samme som vist i figur 1. En naturgass som utvinnes på et felt, innføres i prosessen ifølge oppfinnelsen gjennom rørledningen 1. Gassen har et trykk av 7,5 MPa (absolutt) og en temperatur av 4 0°C, en sammensetning som angitt i Tabell 1 og er mettet med vann. Dens strømningsmengde er 123 tonn/time, motsvarende 3,5 MNm<3>/døgn.
I kontaktsonen Gl bringes gassen i kontakt med en blanding, i en mengde av 245 kg/time, bestående av vann, 49,2 vekt-% metanol som antihydrat-løsning og 0,5 vekt-% trietylamin som antikorrosjons-tilsetning, tilført gjennom ledningen 4. En gassfase med innhold av metanol og trietylamin utstrømmer øverst gjennom ledningen 3. En vanndig fase, inneholdende mindre enn
0,1 vekt-% metanol og en ikke-sporbar mengde trietylamin, avledes nederst, i en strømningsmengde av 121 kg/time, gjennom ledningenn 2. Den øvre gassfase transporteres gjennom ledningen 3 som er en undervanns-gassrørledning med diameter 0,25 meter, over en
strekning av 11,2 km og fremføres gjennom ledningen 5 til mottaksterminalen, hvor gasstrykket er 6,95 MPa grunnet trykkfal-let i gassrørledningen. I varmeveksleren El avkjøles gassen til en temperatur av -15°C ved anvendelse av et kjølefluid som ikke inngår i prosessen, hvorved kjølevirkningen forårsaker delvis kondensering av gassen. Den avkjølte blanding som utstrømmer fra varmeveksleren El gjennom ledningen 6, består av ukondensert gass og dels en vanndig væskefase, i en strømningsmengde av 226 kg/time, bestående av en blanding av vann, metanol og trietylamin, og dels en hydrokarbon-væskefase i en strømningsmengde av 410 kg/time. I bunnfellingstanken Bl utskilles disse tre faser ved trykk som stort sett tilsvarer gassens innstrømningstrykk i terminalen, idet den ukondenserte gass fjernes gjennom ledningen 10, hydrokarbon-væskefasen fjernes gjennom ledningen 8, en kompletteringsvæske som føres gjennom ledningen 11 og består av metanol i en strømningsmengde av 19 kg/time og trietylamin i en strømningsmengde av 0,02 kg/time, tilsettes hydrokarbon-væskefasen som oppsuges av pumpen Pl og transporteres under et trykk av 8,0 MPa gjennom ledningen 9 som forløper langs undervanns-gassrør ledningen til produksjonsfeltet, hvor den innstrømmer gjennom ledningen 4, for å tilbakeføres.
Claims (21)
1. Fremgangsmåte for transportering og behandling av en naturgass,
karakterisert ved prosesstrinn som omfatter: a) opprettelse av kontakt, under egnede forhold og i minst én kontaktsone mellom ihvertfall en del av gassen som utstrømmer fra minst én produksjonsbrønn, og en væskefase som ihvertfall delvis tilføres fra et senere tilbakeføringstrinn (e) og som inneholder både vann og minst én antihydrat-tilsetning bestående av en hydrokarbonfri, normalt flytende blanding, ikke vann, som er ihvertfall delvis vannblandbar og som i ren tilstand eller i aseotrop form fordamper ved en lavere temperatur enn vannets fordampningstemperatur, hvorved det fremkommer en vanndig væskefase med redusert tilsetningsinnhold, jevnført med den tilbakeførte væskefase og den tilsetningsholdige gassfase, b) transportering av den tilsetningsholdige gassfase gjennom en rørledning til minst én varmevekslingssone, c) avkjøling, under egnede forhold, av gassfasen fra trinn b) i varmevekslingssonen, for delvis kondensering av gassfasen og frembringelse av en ukondensert gass hvor det dannede kondensat omfatter minst én vannfase som inneholder minst en del av tilsetningen, d) utskilling av vannfasen fra den ukondenserte gass under egnede forhold i en separasjonssone, og avleding av den ukondenserte gass, og e) tilbakeføring av vannfasen til trinn a) ved fremføring gjennom en annen ledning til kontaktsonen.
2. Fremgangsmåte i samsvar med krav l, karakterisert ved at andelen av antihydrat-tilsetning i den tilbakeførte væskefase utgjør 10 - 70 og fortrinnsvis 20 - 50 vekt-%.
3. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at gassen bringes i kontakt med den tilbakeførte væskefase som også inneholder minst én antikorrosjons-tilsetning bestående av en normalt flytende, hydrokarbon
fri blanding, ikke vann, og som er ihvertfall delvis blandbar med vann eller dispergerbar i vann og som i ren tilstand eller i aseotrop form fordamper ved en lavere temperatur enn vannets fordampingstemperatur.
4. Fremgangsmåte i samsvar med krav 1, karakterisert ved at gassen bringes i kontakt med den tilbakeførte væskefase som også inneholder minst én antikorrosjons-tilsetning bestående av en normalt flytende, hydrokarbonfri blanding, ikke vann, som er dispergerbar i vann hvori den, under egnede forhold, utskilles fra vannfasen fra trinn a) gjennom et supplerende separeringstrinn og atter blandes med gassfasen fra trinn a).
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 3 eller 4, karakterisert ved at andelene i den tilbakeførte væskefase utgjør: - 0,1 - 5 og fortrinnsvis 0,3-1 vekt-% antikorrosjons-tilsetning, - 10 - 70 og fortrinnsvis 20 - 50 vekt-% antihydrat-tilsetning, og - 29,9 - 89,9 og fortrinnsvis 49,7 - 79,7 vekt-% vann.
6. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-5, karakterisert ved at andelen av tilbakeført væskefase under trinn a) i forhold til gasstrømningsmengden fra brønnen utgjør 0,05 - 5 og fortrinnsvis 0,1-1 vekt-% ved en temperatur av 20 - 100 °C og et trykk av 0,1 - 2 5 MPa.
7. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 6, karakterisert ved at kondensatet, i løpet av trinn c), omfatter en vannfase og en hydrokarbon-væskefase, hvor sistnevnte utskilles fra vannfasen ved utfelling under trinn d), og utstrømmer.
8. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 7, karakterisert ved at gassen som utstrømmer fra produksjonsbrønnen, deles i minst to fraksjoner, en første gassfraksjon A som gjennomgår trinn (a), og en andre fraksjon B som ikke gjennomgår trinn (a) og blandes med gassfasen fra trinn (a) .
9. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1 - 8, karakterisert ved at produksjonsgassen utvinnes fra minst to forskjellige brønner og at trinn (a) gjennomføres i minst to forskjellige kontaktsoner, og at gassfasene fra kontakt-sonene sammenblandes innen de gjennomgår trinn (b).
10. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-9, karakterisert ved at antihydrat-tilsetningen består av minst én blanding som er utvalgt fra gruppen som omfatter metanol, metylpropyleter, etylpropyleter , dipropyleter, metyltertiobutyleter, dimetoksymetan, dimetoksyetan, etanol, metoksyetanol og propanol, og at tilsetningen fortrinnsvis består av metanol.
11. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 3-10, karakterisert ved at antikorrosjons-tilsetningen består av minst én blanding som er utvalgt fra gruppen som omfatter dimetylamin, propylamin, butylamin, trietylamin, dipropylamin, etylpropylamin, etanolamin, sykloheksalamin, pyrridisk morfolin og etylendiamin.
12. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-11, karakterisert ved at avkjølingstemperaturen i trinn (c) ligger mellom +10 og -60 og fortrinnsvis mellom -10 og -40°C.
13. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-12, karakterisert ved at gassen som utstrømmer fra produksjonsbrønnen, inneholder et hydrokarbonkondensat som, forut for trinn (a) utskilles i en separasjonssone, og at gassfasen fra separasjonsprosessen overføres til kontaktsonen.
14. Fremgangsmåte i samsvar med krav 13,
karakterisert ved at hydrokarbonkondensatet og gassfasen fra trinn (a) atter sammenblandes forut for trinn (b), og at dette trinn (b) gjennomføres tofaset.
15. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-14, karakterisert ved at trinn (a) gjennomføres under vann og at gassen transporteres gjennom en undervannsledning i løpet av trinn (b).
16. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 1-15, karakterisert ved at gassen fra trinn (d) gjennomgår en supplerende kaldvasking ved bruk av en løsning som benyttes som tilsetning under trinn (a), for å fjerne ihvertfall en del av gassens innhold av sure gasser.
17. Anordning for transportering og behandling av en naturgass karakterisert ved at den omfatter i kombinasjon - minst én beholder (Gl) for opprettelse av kontakt, under trykk og fortrinnsvis i motstrømsmønster, mellom en gass og minst én tilsetning, og med en første ende og en andre ende, - en innretning (1) for innføring av gassen, og koplet til transporteringsinnretningen (3, 5) og/eller til beholderens andre ende, - en innretning (4) for innføring av en vanndig væskefase, inneholdende minst én tilsetning, og koplet til innretningen for tilbakeføring av væskefasen og til beholderens første ende, - en innretning (2) for avleding av en vanndig væskefase, og koplet til beholderens andre ende, - innretninger (3, 5) for transportering av en gassfase under trykk, og koplet til den første ende av beholderen (Gl) og til innretningen (E-^) for varmeveksling under trykk, - en innretning (B^) for utskilling av en vanndig væskefase fra den ukondenserte, behandlede gass, og koplet til varme-vekslerinnretningen, - en innretning (10) for gjenvinning av den ukondenserte og behandlede gass, og koplet til separasjonsinnretningen (B^), - en innretning (8) for avleding av vannfasen, og koplet til separeringsinnretningen, og - innretninger (Pi, 9, 4) for tilbakeføring av vannfasen, og koplet til innretningen for avleding av vannfasen, og omfattende en rørledning som er forbundet med den første ende av beholderen (Gl) .
18. Anordning i samsvar med krav 17, karakterisert ved en innretning for separering av naturgassen med kondensatet, som er forbundet med innretningen (1) for innføring av gassen, og omfatter et første utløp (30) for avleding av en vannfase, et andre utløp (31), forbundet med den andre ende av beholderen (Gl) , for avleding av gassen som skal behandles og et tredje utløp for et hydrokarbonkondensat, som er forbundet enten med transporteringsinnretningene (3, 5) eller med en mottaksterminal eller med transporteringsinnretningene (3, 5) og med terminalen.
19. Anordning i samsvar med krav 17 eller 18, karakterisert ved en supplerende separator (Sl) for vann og tilsetning, som er forbundet med innretningen (2) for avleding av den vanndige væskefase og omfatter et utløp (40) for avleding av vann og et utløp (41, 42) for avleding av tilsetning, som er forbundet med transporteringsinnretningen (3, 5).
20. Anordning i samsvar med et av kravene 16 - 19, karakterisert ved en tilsetningssupplerings-innretning (11) som er forbundet med tilbakeføringsinnretningene (Pl» 9» 4).
21. Anordning i samsvar med et av kravene 16 - 20, karakterisert ved en innretning for vasking av den behandlede gass og forbundet med separeringsinnretningen (Bi) .
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9000757A FR2657416B1 (fr) | 1990-01-23 | 1990-01-23 | Procede et dispositif pour le transport et le traitement d'un gaz naturel. |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO910225D0 NO910225D0 (no) | 1991-01-21 |
NO910225L NO910225L (no) | 1991-07-24 |
NO176534B true NO176534B (no) | 1995-01-09 |
NO176534C NO176534C (no) | 1995-04-19 |
Family
ID=9393030
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO910225A NO176534C (no) | 1990-01-23 | 1991-01-21 | Fremgangsmåte og anordning for transport og behandling av en naturgass |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5127231A (no) |
EP (1) | EP0442767B1 (no) |
JP (1) | JP3074394B2 (no) |
AU (1) | AU640988B2 (no) |
CA (1) | CA2034806C (no) |
DE (1) | DE69102899T2 (no) |
FR (1) | FR2657416B1 (no) |
MY (1) | MY106171A (no) |
NO (1) | NO176534C (no) |
Families Citing this family (31)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2691503B1 (fr) * | 1992-05-20 | 1997-07-25 | Inst Francais Du Petrole | Procede pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz. |
US5420370A (en) * | 1992-11-20 | 1995-05-30 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US5639925A (en) * | 1992-11-20 | 1997-06-17 | Colorado School Of Mines | Additives and method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
US5432292A (en) * | 1992-11-20 | 1995-07-11 | Colorado School Of Mines | Method for controlling clathrate hydrates in fluid systems |
WO1994024413A1 (en) * | 1993-04-08 | 1994-10-27 | Bp Chemicals Limited | Method for inhibiting solids formation and blends for use therein |
US5460728A (en) * | 1993-12-21 | 1995-10-24 | Shell Oil Company | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
US5648575A (en) * | 1995-01-10 | 1997-07-15 | Shell Oil Company | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates |
AR001674A1 (es) * | 1995-04-25 | 1997-11-26 | Shell Int Research | Método para inhibir la obstrucción de conductos por hidrato de gas |
FR2735210B1 (fr) * | 1995-06-06 | 1997-07-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede de recyclage d'un additif dispersant utilise pour le transport d'un gaz a condensat ou d'un petrole avec gaz associe en presence d'hydrates |
FR2735211B1 (fr) * | 1995-06-06 | 1997-07-18 | Inst Francais Du Petrole | Procede de transport d'un fluide tel un gaz sec, susceptible de former des hydrates |
DE19709373A1 (de) † | 1997-03-07 | 1998-09-10 | Manfred Veenker | Leitung für gefährdende Fluide und Verfahren zu deren Herstellung |
US5853458A (en) * | 1997-04-28 | 1998-12-29 | Gavlin Associates, Inc | Glycol solvents and method thereof |
GB2366802B (en) * | 1997-06-17 | 2002-07-03 | Inst Francais Du Petrole | Process for degasolining a gas containing condensable hydrocarbons |
FR2764609B1 (fr) * | 1997-06-17 | 2000-02-11 | Inst Francais Du Petrole | Procede de degazolinage d'un gaz contenant des hydrocarbures condensables |
US6153100A (en) * | 1998-12-30 | 2000-11-28 | Phillips Petroleum Company | Removing iron salts from NGL streams |
US6177597B1 (en) * | 1999-07-06 | 2001-01-23 | Gavlin Associates, Inc. | Glycol solvents and process |
EA004332B1 (ru) * | 1999-11-24 | 2004-04-29 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ извлечения водорастворимых поверхностно-активных веществ |
RU2315799C2 (ru) * | 2001-08-15 | 2008-01-27 | Синеджи Кемиклс, Инк. | Способ и композиция для снижения отложений сульфида железа в трубопроводах (варианты) |
US6688324B2 (en) | 2002-01-08 | 2004-02-10 | Cooper Cameron Corporation | Valve for hydrate forming environments |
US7452390B1 (en) | 2002-10-23 | 2008-11-18 | Saudi Arabian Oil Company | Controlled superheating of natural gas for transmission |
EP1874439A4 (en) * | 2005-04-07 | 2012-09-19 | Exxonmobil Upstream Res Co | RECOVERY OF KINETIC HYDRATINE HIBITOR |
US7875103B2 (en) * | 2006-04-26 | 2011-01-25 | Mueller Environmental Designs, Inc. | Sub-micron viscous impingement particle collection and hydraulic removal system |
GB2447027A (en) * | 2006-09-21 | 2008-09-03 | Statoil Asa | Prevention of solid gas hydrate build-up |
JP2008255364A (ja) * | 2008-06-19 | 2008-10-23 | Japan Energy Corp | 自動車用液化石油ガス組成物 |
FR2939694B1 (fr) * | 2008-12-16 | 2010-12-17 | Inst Francais Du Petrole | Procede de deshydratation partielle d'un gaz par absorption sur un solvant regenerable par demixtion a temperature ambiante |
US20110259794A1 (en) * | 2010-04-23 | 2011-10-27 | Chevron U.S.A. Inc. | Removing chlathrate inhibitors from contaminated petroleum streams |
BR112013033539B1 (pt) | 2011-07-01 | 2021-01-05 | Equinor Energy As | método e sistema para redução do ponto de orvalho da água de um hidrocarboneto fluido |
US8940067B2 (en) | 2011-09-30 | 2015-01-27 | Mueller Environmental Designs, Inc. | Swirl helical elements for a viscous impingement particle collection and hydraulic removal system |
CN104812876B (zh) | 2012-11-26 | 2019-04-02 | 挪威国家石油公司 | 自井流的结合的气体脱水和液体抑制 |
GB2526604B (en) | 2014-05-29 | 2020-10-07 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
US9334722B1 (en) * | 2015-11-18 | 2016-05-10 | Mubarak Shater M. Taher | Dynamic oil and natural gas grid production system |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3330124A (en) * | 1963-07-05 | 1967-07-11 | Lummus Co | Process for removal of water from light hydrocarbon fluid mixtures by distillation |
US3262278A (en) * | 1963-08-19 | 1966-07-26 | Exxon Research Engineering Co | Increased ethylene recovery by ethane addition |
GB1131003A (en) * | 1967-02-24 | 1968-10-16 | Shell Int Research | Process and apparatus for the dehydration of a gas |
US3899312A (en) * | 1969-08-21 | 1975-08-12 | Linde Ag | Extraction of odorizing sulfur compounds from natural gas and reodorization therewith |
US3925047A (en) * | 1970-12-24 | 1975-12-09 | Phillips Petroleum Co | Removal of moisture from a natural gas stream by contacting with a liquid desiccant-antifreeze agent and subsequently chilling |
US4132535A (en) * | 1976-11-17 | 1979-01-02 | Western Chemical Company | Process for injecting liquid in moving natural gas streams |
US4416333A (en) * | 1982-04-20 | 1983-11-22 | Shell Oil Company | Corrosion inhibiting process for a remotely located deep corrosive gas well |
FR2570162B1 (fr) * | 1984-09-07 | 1988-04-08 | Inst Francais Du Petrole | Procede et dispositif de compression et de transport d'un gaz contenant une fraction liquide |
FR2618876B1 (fr) * | 1987-07-30 | 1989-10-27 | Inst Francais Du Petrole | Procede de traitement et de transport d'un gaz contenant du methane et de l'eau |
-
1990
- 1990-01-23 FR FR9000757A patent/FR2657416B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1991
- 1991-01-16 DE DE69102899T patent/DE69102899T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1991-01-16 EP EP91400092A patent/EP0442767B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1991-01-21 NO NO910225A patent/NO176534C/no not_active IP Right Cessation
- 1991-01-22 MY MYPI91000096A patent/MY106171A/en unknown
- 1991-01-22 US US07/643,620 patent/US5127231A/en not_active Expired - Lifetime
- 1991-01-23 CA CA002034806A patent/CA2034806C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1991-01-23 JP JP03006275A patent/JP3074394B2/ja not_active Expired - Fee Related
- 1991-02-12 AU AU70949/91A patent/AU640988B2/en not_active Expired
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EP0442767A1 (fr) | 1991-08-21 |
MY106171A (en) | 1995-03-31 |
US5127231A (en) | 1992-07-07 |
DE69102899T2 (de) | 1994-11-17 |
NO176534C (no) | 1995-04-19 |
JPH0586379A (ja) | 1993-04-06 |
NO910225D0 (no) | 1991-01-21 |
NO910225L (no) | 1991-07-24 |
JP3074394B2 (ja) | 2000-08-07 |
FR2657416B1 (fr) | 1994-02-11 |
CA2034806C (fr) | 2002-03-19 |
EP0442767B1 (fr) | 1994-07-20 |
AU640988B2 (en) | 1993-09-09 |
DE69102899D1 (de) | 1994-08-25 |
AU7094991A (en) | 1991-08-15 |
CA2034806A1 (fr) | 1991-07-24 |
FR2657416A1 (fr) | 1991-07-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO176534B (no) | Fremgangsmåte og anordning for transport og behandling av en naturgass | |
AU2013279331B2 (en) | Method and apparatus for circulating a glycol stream, and method of producing a natural gas product stream | |
JP3275114B2 (ja) | ガス井戸から出る天然ガスの処理および輸送方法 | |
US8779223B2 (en) | Method and apparatus for reducing additives in a hydrocarbon stream | |
RU2533260C2 (ru) | Способ для очистки от кислых соединений и сжижения газообразного потока и устройство для его осуществления | |
NO175803B (no) | Fremgangsmåte for behandling av naturgass | |
NO173540B (no) | Fremgangsmaate for behandling av en gass inneholdende metan og vann | |
SA520412204B1 (ar) | دمج عمليات من أجل استخلاص سائل غاز طبيعي | |
CN106536689A (zh) | 从各种气体来源生产液化甲烷气(lmg)的方法和布置 | |
BR112017026105B1 (pt) | Método e aparelho para desidratação de um gás de hidrocarboneto | |
US10563496B2 (en) | Compact hydrocarbon wellstream processing | |
AU2015330970B2 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
CN108106326A (zh) | 一种氪氙精制工艺中循环利用氮气的方法及其装置 | |
RU2179177C2 (ru) | Способ обработки газа, содержащего метан, по меньшей мере один высший углеводород и воду | |
RU2635799C1 (ru) | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения | |
RU2612235C1 (ru) | Способ и установка подготовки газа деэтанизации к транспортировке по газопроводу | |
RU2175882C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту "оптимет" | |
WO2013144671A1 (en) | Cryogenic separation process of a feed gas stream containing carbon dioxide and methane | |
WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
RU2144610C1 (ru) | Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту | |
NO335391B1 (no) | Bruk av brønnstrøms varmeveksler for strømningssikring | |
CA3057120C (en) | System and method for shortened-path processing of produced fluids and steam generation | |
RU2495239C1 (ru) | Способ подготовки газа нефтяных и газоконденсатных месторождений к транспорту и установка для его осуществления | |
RU2124929C1 (ru) | Способ переработки природного газа | |
RU2128772C1 (ru) | Способ подготовки газоконденсатной смеси к транспорту |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |