NO20140605A1

NO20140605A1 - Thermal power plant without CO2 emissions

Info

Publication number: NO20140605A1
Application number: NO20140605A
Authority: NO
Inventors: Geir Inge Olsen; Tom-Arne Solhaug; Kjell Olav Stinessen
Original assignee: Aker Solutions As
Priority date: 2014-05-13
Filing date: 2014-05-13
Publication date: 2015-11-16
Also published as: GB201802774D0; GB201620931D0; WO2015173184A1; GB2541606A; AU2015261049B2; GB2557498A; BR112016026527A2; US20170089574A1; AU2015261049A1; NO345882B1; BR112016026527B1

Description

Beskrivelse Description

Teknisk felt Technical field

[0001] Foreliggende oppfinnelse vedrører kraftanlegg med CO2 fangst, hvor strømmen er produsert fra forbrenning av karbonholdig brensel. Mer spesifikt angår foreliggende oppfinnelse kraftverk med CCtø-fangst hvor det karbonholdige brensel forbrennes ved et forhøyet trykk ved bruk av oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen som [0001] The present invention relates to power plants with CO2 capture, where the current is produced from the combustion of carbon-containing fuel. More specifically, the present invention relates to power plants with CCtø capture where the carbonaceous fuel is burned at an elevated pressure using oxygen-enriched air or essentially pure oxygen which

oksidasjonsmiddel. oxidizing agent.

Bakgrunnsteknikk Background technology

[0002] Karbonholdig brensel som benyttet i den foreliggende beskrivelse og krav, er brukt for å omfatte alle slags materialer som omfatter karbon, slik som kull, naturgass, hydrokarbonkondensat, olje, brunkull, og metan-hydrater, i tillegg til tre og andre biomaterialer. Betegnelsen oksidasjonsmiddel som brukt her anvendt for å omfatte i det vesentlige rent oksygen og oksygenanriket luft som omfatter 90% eller mer oksygen, og hvor resten av gassen består hovedsakelig av nitrogen og / eller andre gasser som normalt er tilstede i luft. Fortrinnsvis omfatter oksidasjonsmidlet som anvendt heri, 95% eller mer av oksygen, for eksempel mer enn 97% eller mer enn 99%. [0002] Carbonaceous fuel as used in the present description and claims is used to include all kinds of materials that include carbon, such as coal, natural gas, hydrocarbon condensate, oil, lignite, and methane hydrates, in addition to wood and other biomaterials . The term oxidizing agent as used here is used to include essentially pure oxygen and oxygen-enriched air comprising 90% or more oxygen, and where the remainder of the gas consists mainly of nitrogen and/or other gases normally present in air. Preferably, the oxidizing agent as used herein comprises 95% or more of oxygen, for example more than 97% or more than 99%.

[0003] Prosentandelene som anvendt heri med hensyn til gasser, vedrører volum % hvis ikke spesielt angitt. Uttrykket "forbrenning" som anvendt heri er ment å skulle omfatte forbrenning med en åpen flamme, eller en hvilken som helst form for katalysert oksydasjon av det karbonholdige drivstoffet i nærvær av et oksidasjonsmiddel, som definert heri, for å danne CO2 eller en blanding av CO2 og H2O avhengig sammensetningen av brenselet. "Forhøyet trykk" som anvendt heri er relatert til trykk på 40 bar eller mer hvis ikke spesielt angitt. [0003] The percentages used herein with regard to gases relate to volume % unless specifically stated. The term "combustion" as used herein is intended to include combustion with an open flame, or any form of catalyzed oxidation of the carbonaceous fuel in the presence of an oxidizing agent, as defined herein, to form CO2 or a mixture of CO2 and H2O depending on the composition of the fuel. "Elevated pressure" as used herein relates to pressures of 40 bar or more unless specifically stated.

[0004] Gass som produseres ved et kombinert olje- og gassfelt, eller et gassfelt, består normalt av høye mengder av metan, noe etan, butan og propan, og mindre mengde av C5+ hydrokarboner. Gasskondensat er i gassform ved den temperatur og trykk i den underjordiske formasjonen, men er flytende ved atmosfærisk trykk og omgivelsestemperatur. Gass-kondensat består for det meste C2-12alkaner. Begrepet "naturgass" brukes her for å omfatte hydrokarboner som er gassformige ved omgivelsestemperaturer, og gass-kondensat. [0004] Gas produced by a combined oil and gas field, or a gas field, normally consists of high amounts of methane, some ethane, butane and propane, and a smaller amount of C5+ hydrocarbons. Gas condensate is in gaseous form at the temperature and pressure of the underground formation, but is liquid at atmospheric pressure and ambient temperature. Gas condensate mostly consists of C2-12 alkanes. The term "natural gas" is used here to include hydrocarbons which are gaseous at ambient temperatures, and gas condensate.

[0005] Infrastruktur som rørledninger, eller lasteanlegg for lasting tankfartøy, inkludert nødvendige pre-prosessering, eller et LNG-anlegg, er ofte en begrensende faktor for undersjøisk produksjon av olje og gass, og mest spesifikt gass og gass-kondensat. [0005] Infrastructure such as pipelines, or loading facilities for loading tankers, including necessary pre-processing, or an LNG facility, is often a limiting factor for subsea production of oil and gas, and most specifically gas and gas condensate.

[0006] Dersom ingen infrastruktur for transport av naturgassen er til stede, hvor underjordisk naturgass blir funnet, og den naturlige gasskilden er for liten til å bygge opp en ny infrastruktur, kan naturgassen karakteriseres som "strandet gass", og brønner vil bli forseglet og området stengt. I tillegg blir trykket av den produserte gassen redusert med tiden, og komprimering er nødvendig for å holde produksjonen på et lønnsomt nivå, også resulterer i enten ekstra kostnader eller avstengning av gassproduksjonen. [0006] If no infrastructure for transporting the natural gas is present, where underground natural gas is found, and the natural gas source is too small to build up a new infrastructure, the natural gas can be characterized as "stranded gas", and wells will be sealed and area closed. In addition, the pressure of the produced gas is reduced over time, and compression is necessary to keep production at a profitable level, also resulting in either additional costs or shutdown of gas production.

[0007] For å redusere kapitalkostnadene, er store mengder strandet gass kjent, men aldri utnyttet, da det å legge ut rørledninger eller et LNG-anlegg for å transportere gass på skip blir for dyrt gitt prisen på naturgass på verdensmarkedet. Naturgass assosiert med, og produsert sammen med olje, blir i mange tilfeller, komprimert og re-injiseres i gass- og oljefeltet for å opprettholde trykket i dette, og for å unngå behovet for kostbar håndtering av naturgass. Strandet gass er en betydelig energikilde som kan utnyttes f.eks. ved produksjon av elektrisk energi, i tillegg til varme som damp, for lokal bruk på et olje- og gassfelt, eller for produksjon av elektrisk energi for eksport fra et olje- eller gassfelt. [0007] To reduce capital costs, large amounts of stranded gas are known but never exploited, as laying out pipelines or an LNG plant to transport gas on ships is too expensive given the price of natural gas on the world market. Natural gas associated with, and produced together with, oil is in many cases compressed and re-injected into the gas and oil field in order to maintain the pressure therein, and to avoid the need for expensive handling of natural gas. Stranded gas is a significant source of energy that can be utilized e.g. in the production of electrical energy, in addition to heat such as steam, for local use on an oil and gas field, or for the production of electrical energy for export from an oil or gas field.

[0008] I dagens situasjon med diskusjonen om global oppvarming og utslipp av CO2, vil myndighetene i de fleste land være motvillige til, eller ikke tillate bygging av en offshore kraftverk. Dette er på grunn av C02-utslipp fra et slikt anlegg, som all forbrenning av karbonholdige brensler resulterer i produksjon av CO2som hvis den slippes ut i atmosfæren vil bidra til økningen i C02-konsentrasjonen i atmosfæren. [0008] In the current situation with the discussion about global warming and emissions of CO2, the authorities in most countries will be reluctant to, or not allow, the construction of an offshore power plant. This is due to C02 emissions from such a plant, as all combustion of carbon-containing fuels results in the production of CO2 which, if released into the atmosphere, will contribute to the increase in C02 concentration in the atmosphere.

[0009] I Norge har myndighetene har besluttet å forby dagens praksis med lokale gassturbiner basert kraftverk på offshore olje- og / eller gassfelt, og planene blir gjort for elektrifisering av noen felt, det vil si å bygge kraftlinjer for å transportere strøm fra land til offshore olje- og gassfelt for å redusere C02-avtrykket til slike felt. [0009] In Norway, the authorities have decided to ban the current practice of local gas turbine-based power plants on offshore oil and/or gas fields, and plans are being made for the electrification of some fields, that is, to build power lines to transport electricity from land to offshore oil and gas fields to reduce the C02 footprint of such fields.

[0010] Offshore kraftproduksjon for levering av strøm til lokale og eksterne forbrukere, kan være et alternativ til eksport av naturgass. Det er imidlertid antatt at de fleste relevante nasjonale myndigheter og eller internasjonale krav ikke vil tillate slike kraftverk uten C02-fangst. [0010] Offshore power production for the supply of electricity to local and external consumers can be an alternative to the export of natural gas. However, it is assumed that most relevant national authorities and or international requirements will not allow such power plants without C02 capture.

[0011] Teknologi for C02-fangst og lagring (CCS) er utviklet for å fange CO2fra produksjonsanlegg hvor karbonholdige brensler forbrennes for å produsere elektrisk kraft. Den for tiden tilgjengelig teknologi for fangst delen er enten basert på fangst av CO2fra avgassene ved hjelp eller absorpsjonsmidler, eller oxyfuel anlegg hvor rensede oksygen anvendes for forbrenning i stedet for luft, for å oppnå en avgass som hovedsakelig omfatter CO2og noe vann. [0011] CO2 capture and storage (CCS) technology has been developed to capture CO2 from production facilities where carbonaceous fuels are burned to produce electrical power. The currently available technology for the capture part is either based on the capture of CO2 from the exhaust gases with the help of absorbents, or oxyfuel plants where purified oxygen is used for combustion instead of air, to obtain an exhaust gas that mainly comprises CO2 and some water.

[0012] Installasjon for absorpsjon av CO2fra avgass er tiden for store og for dyre både i kapitalkostnader og driftskostnader, selv for drift på land, og det ville være altfor kostbart å bygge offshore. Pilotskala oxyfuel anlegg for kull som brensel har blitt bygget bl.a. av Vattenfall, og tester er i dag gjort på slike anlegg. Forbrenningen i slike oxyfuel anlegg er ved atmosfæretrykk eller noe høyere, og avgassen må forbehandles for å fjerne forurensninger og partikler deri før avgassen blir videre behandlet og komprimeres for transport / injeksjon i et område deponering. [0012] Installation for absorption of CO2 from exhaust gas is currently too large and too expensive both in terms of capital costs and operating costs, even for operation on land, and it would be far too expensive to build offshore. Pilot-scale oxyfuel facilities for coal as fuel have been built i.a. by Vattenfall, and tests are currently carried out on such plants. Combustion in such oxyfuel plants is at atmospheric pressure or slightly higher, and the exhaust gas must be pre-treated to remove contaminants and particles therein before the exhaust gas is further processed and compressed for transport / injection in an area of disposal.

[0013] Et mål ved foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en teknologi som tillater for offshore kraftproduksjon av elektrisk kraft og / eller varme, basert på forbrenning av karbonholdig brensel i kombinasjon med fangst av CO2til en lavere kostnad enn ved kjente tidligere kjente løsninger. Andre formål med oppfinnelsen vil være klart for fagmannen ved å lese [0013] An aim of the present invention is to provide a technology that allows for offshore power production of electrical power and/or heat, based on the combustion of carbon-containing fuel in combination with capture of CO2 at a lower cost than with known previously known solutions. Other objects of the invention will be clear to those skilled in the art from reading

den foreliggende beskrivelse. the present description.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

[0014] Ifølge et første aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for produksjon av elektrisk kraft fra karbonholdige brensler, hvor karbonholdig brensel forbrennes i nærvær av oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen for å produsere elektrisk strøm, og en avgass,karakterisert vedat forbrenningen utføres ved et trykk på 40 til 200 bar, hvor avgassen trekkes ut fra forbrenningskammeret og avkjøles til en temperatur som i henhold til plottene i figur 1 resulterer i kondensering av avgassen, eller omdannelse av avgassen til en superkritisk fluid som har en densitet på minst 600 kg / m<3>, og hvor det flytende eller superkritisk fluid dannet, blir sikkert deponeres. Høytrykk forbrenning ved bruk av rent oksygen eller oksygenanriket luft som definert heri gjør det mulig å omdanne avgassen fra forbrenningen til flytende eller superkritisk fluid i tett fase CO2eller en blanding av H2O og CO2ved avkjøling ved varmeveksling mot det omgivende vann og / eller luft. Fortrinn anvendes kjølevann. [0014] According to a first aspect, the present invention relates to a method for the production of electric power from carbonaceous fuels, where carbonaceous fuels are burned in the presence of oxygen-enriched air or essentially pure oxygen to produce electric current, and an exhaust gas, characterized in that the combustion is carried out at a pressure of 40 to 200 bar, where the exhaust gas is withdrawn from the combustion chamber and cooled to a temperature which, according to the plots in Figure 1, results in condensation of the exhaust gas, or transformation of the exhaust gas into a supercritical fluid having a density of at least 600 kg / m<3>, and where the liquid or supercritical fluid formed is safely deposited. High-pressure combustion using pure oxygen or oxygen-enriched air as defined herein makes it possible to convert the exhaust gas from the combustion into liquid or supercritical fluid in dense phase CO2 or a mixture of H2O and CO2 by cooling by heat exchange with the surrounding water and/or air. Cooling water is preferably used.

[0015] Ifølge en utførelsesform avgassen avkjøles til en temperatur på 40°C eller lavere, for eksempel 30 °C eller lavere, for eksempel 20 °C eller lavere, eller 10 °C eller lavere. Den foretrukne temperatur er avhengig av det trykk ved hvilken forbrenningen finner sted, som er tydelig fra plottet i figur 1 og fasediagrammene på figurene 2 og 3. [0015] According to one embodiment, the exhaust gas is cooled to a temperature of 40°C or lower, for example 30°C or lower, for example 20°C or lower, or 10°C or lower. The preferred temperature is dependent on the pressure at which the combustion takes place, which is evident from the plot in Figure 1 and the phase diagrams in Figures 2 and 3.

[0016] Ifølge en utførelsesform blir kjølingen utført i to eller flere trinn, hvor vann som er til stede i avgassen blir kondensert og separert fra den gjenværende avgass, og hvor den gjenværende avgassen deretter blir videre avkjølt for kondensering av CO2eller omdannelse av CO2til et superkritisk fluid. Separasjon av H2O og CO2kan være foretrukket i utførelsesformer hvor tørr eller vesentlig tørr CO2blir forespurt. [0016] According to one embodiment, the cooling is carried out in two or more stages, where water present in the exhaust gas is condensed and separated from the remaining exhaust gas, and where the remaining exhaust gas is then further cooled for condensation of CO2 or conversion of CO2 into a supercritical fluid. Separation of H2O and CO2 may be preferred in embodiments where dry or substantially dry CO2 is requested.

[0017] Ifølge en utførelsesform, blir kjølingen utføres ved hjelp av kaldt vann fra havet eller en innsjø. Vann er en effektiv kjolevæske, og hvis vann ved passende temperatur er tilgjengelig for kjøling, er vann å foretrekke fremfor luft-kjøling. [0017] According to one embodiment, the cooling is carried out using cold water from the sea or a lake. Water is an effective coolant, and if water at a suitable temperature is available for cooling, water is preferable to air cooling.

[0018] I henhold til en spesifikk utførelsesform blir fremgangsmåten utført i kraftverket som er anordnet ved havbunnen og hvor avkjølingen utføres ved hjelp av det omgivende vann. Ved å arrangere kraftverket på havbunnen, bistår det omkringliggende trykk i å holde det nødvendige trykket ved forbrenning. Dessuten er forholdsvis kalde kjøle vann rikt tilgjengelig på havbunnen, særlig i kaldt klima, noe som gjør at kjølingen svært effektiv. [0018] According to a specific embodiment, the method is carried out in the power plant which is arranged at the seabed and where the cooling is carried out with the help of the surrounding water. By arranging the power plant on the seabed, the surrounding pressure assists in maintaining the necessary pressure during combustion. In addition, relatively cold cooling water is abundantly available on the seabed, especially in cold climates, which makes the cooling very effective.

[0019] Alternativt, blir fremgangsmåten utført ved en offshore eller på kysten [0019] Alternatively, the method is carried out at an offshore or on the coast

flottør eller plattformen. float or the platform.

[0020] Ifølge en utførelsesform blir forbrenningsvarmen anvendt for å generere damp til et dampkraftverk eller et gassturbinkraftverk. Ved bruk av forbrenningsvarme for å produsere elektrisk kraft, kan strømmen bli produsert både for lokal bruk for prosesser som krever elektrisk kraft, eller for eksport av kraften til fjernere steder, eller på land. [0020] According to one embodiment, the heat of combustion is used to generate steam for a steam power plant or a gas turbine power plant. When using combustion heat to produce electrical power, the current can be produced both for local use for processes that require electrical power, or for exporting the power to more distant locations, or on land.

[0021] Forbrenningsvarmen kan brukes til å generere elektrisk kraft i et kombinert [0021] The combustion heat can be used to generate electric power in a combined

gassturbin-dampkraftverk. gas turbine steam power plant.

[0022] Ifølge en utførelsesform, er forbrenningen en oksydasjon i en brenselcelle [0022] According to one embodiment, the combustion is an oxidation in a fuel cell

for å generere elektrisk kraft. to generate electrical power.

[0023] Ifølge en utførelsesform, er det karbonholdige brenselet naturgass, og der naturgassen innføres ved produksjonstrykket, eller ekspanderes til trykket i forbrenningskammeret hvis produksjonstrykket er høyere enn trykket i forbrenningen. Naturgassen kan innføres ved produksjonstrykket, eller ekspanderes til et foretrukket trykk for forbrenningen, for å unngå nødvendigheten av å komprimere naturgassen noe som vil være tilfelle med et vanlig gasskraftverk. Følgelig er det ikke behov for kompresjon, et faktum som reduserer energibehovet for fangst av CO2ved å gjøre avgassen flytende, eller til et superkritisk fluid med høy tetthet for sikker deponering. [0023] According to one embodiment, the carbonaceous fuel is natural gas, and where the natural gas is introduced at the production pressure, or is expanded to the pressure in the combustion chamber if the production pressure is higher than the pressure in the combustion. The natural gas can be introduced at the production pressure, or expanded to a preferred pressure for combustion, to avoid the necessity of compressing the natural gas which would be the case with a conventional gas power plant. Consequently, there is no need for compression, a fact that reduces the energy requirement for capturing CO2 by liquefying the exhaust gas, or into a high-density supercritical fluid for safe disposal.

[0024] Det karbonholdige brenselet kan alternativt være kull. [0024] The carbonaceous fuel can alternatively be coal.

[0025] Ifølge en utførelsesform, blir det superkritiske fluid eller kondensert CO2eller CO2og H2O blanding, deponert ved injeksjon inn i en underjordisk formasjon slik som en akvifer, en forlatt olje- eller gassbrønn, eller inn i en oljebrønn for økt olje- gjenvinning eller annen geologisk formasjon som er egnet for deponering. [0025] According to one embodiment, the supercritical fluid or condensed CO2 or CO2 and H2O mixture is deposited by injection into an underground formation such as an aquifer, an abandoned oil or gas well, or into an oil well for increased oil recovery or other geological formation suitable for disposal.

[0026] Ifølge et andre aspekt vedrører foreliggende oppfinnelse et anlegg for generering av elektrisk kraft og fangst av CO2, hvor anlegget omfatter en enhet for å tilveiebringe i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft til et forbrenningskammer for forbrenning av karbonholdig brensel i et trykk på 40 bar eller mer, en avgasslinje for uttak av avgassen fra forbrenningskammeret, og for innføring av avgassen inn i en kondensator (4), hvor avgassen avkjøles for kondensering, eller å danne et superkritisk [0026] According to a second aspect, the present invention relates to a plant for generating electric power and capturing CO2, where the plant comprises a unit for providing essentially pure oxygen or oxygen-enriched air to a combustion chamber for burning carbonaceous fuel at a pressure of 40 bar or more, an exhaust gas line for withdrawing the exhaust gas from the combustion chamber, and for introducing the exhaust gas into a condenser (4), where the exhaust gas is cooled for condensation, or to form a supercritical

fluid med en densitet på minst 600 kg / m3, av CO2og eventuelt H2O, som er til stede i avgassen, og en C02-linje for uttak for uttak av kondensert fluid with a density of at least 600 kg / m3, of CO2 and possibly H2O, which is present in the exhaust gas, and a C02 line for withdrawal for withdrawal of condensed

flytende eller superkritisk fluid fra kondensatoren. liquid or supercritical fluid from the condenser.

[0027] Forbrenningskammeret kan være en kjele for generering av damp, et [0027] The combustion chamber can be a boiler for generating steam, et

forbrenningskammer for en gassturbin, eller en brenselcelle. combustion chamber for a gas turbine, or a fuel cell.

[0028] [0028] Ifølge en utførelsesform omfatter anlegget forskjellige moduler som forbrennings modul, kjele modul, Varmevekslermodul, turbinmodul, pumpemodul, kompressormodul, som alle kan isoleres fra den gjenværende anlegg for vedlikehold og reparasjon, eller for utveksling en modul med en ekstra modul. Modularisering kan være nøkkelen for suksess for et slikt anlegg, spesielt hvis plassert subsea eller i avsidesliggende steder, som endrede moduler forberedt på å bli erstattet, kan redusere tid og kostnader til reparasjon ved å endre moduler for service eller reparasjon. [0028] [0028] According to one embodiment, the plant comprises different modules such as combustion module, boiler module, heat exchanger module, turbine module, pump module, compressor module, all of which can be isolated from the remaining plant for maintenance and repair, or for exchanging a module with an additional module . Modularization can be the key to the success of such a facility, especially if located subsea or in remote locations, as modified modules prepared to be replaced can reduce the time and cost of repair by changing modules for service or repair.

[0029] Ifølge en utførelsesform, blir redundante moduler anordnet i parallell for [0029] According to one embodiment, redundant modules are arranged in parallel

redundans. redundancy.

Kort beskrivelse av figurene Brief description of the figures

[0030] Fig. 1 viser plott av fluidtettheten som en funksjon av temperaturen til en avgass ved ulike trykk, [0030] Fig. 1 shows a plot of the fluid density as a function of the temperature of an exhaust gas at different pressures,

Fig. 2 er et fasediagram for CO2, Fig. 2 is a phase diagram for CO2,

Fig. 3 er et fasediagram for H2O, Fig. 3 is a phase diagram for H2O,

Fig. 4 viser plott av fluidtettheten som en funksjon av temperatur ved 100 bar trykk i en avgass, inkludert forskjellige mengder av nitrogen, Fig. 5 er et flytdiagram av et typisk anlegg i henhold til den foreliggende oppfinnelse, Fig. 4 shows a plot of the fluid density as a function of temperature at 100 bar pressure in an exhaust gas, including different amounts of nitrogen, Fig. 5 is a flow diagram of a typical plant according to the present invention,

Fig. 6 er en prinsippskisse av et gassturbinkraftverk, og Fig. 6 is a schematic diagram of a gas turbine power plant, and

Fig. 7 er en prinsippskisse av en utførelse av den foreliggende Fig. 7 is a schematic diagram of an embodiment of the present one

oppfinnelse. invention.

Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention

[0030] Foreliggende oppfinnelse er basert på det faktum at naturgassen har et trykk på typisk 40 - 300 bar når man kommer opp fra et borehull. Trykket til gassen blir redusert i løpet av levetiden for en gassbrønn, og når trykket faller under ca. 70 bar er produksjon vanligvis så lav at det er behov for å forsterke ved komprimering av den produserte gassen for å holde lønnsom, og når trykket faller til 20 bar, blir gassbrønnen normalt stengt ned og produksjonen stoppet. I tillegg tar oppfinnelsen nytte av i hovedsak ubegrenset tilgjengelighet av kaldt vann for avkjøling i enkelte kystområder og ved havbunnen på mange gassfelt til havs. Den foreslåtte oppfinnelse eliminerer eller i vesentlig grad reduserer de ovennevnte utfordringer og ulemper ved produksjon av gass på havbunnen og brønnstrømmen transport ved å innføre trykksatt forbrenning av gassen og bruker varme for å produsere elektrisk kraft som kan anvendes lokalt, transporteres til andre offshore-steder eller overføres til land i en strømkabel som kan kobles til strømnettet. I andre tilfeller kan hele eller noe av kraften brukes på den mottakende av plattformen, f.eks. for kjører kompressorer, eller til industriformål på land. [0030] The present invention is based on the fact that the natural gas has a pressure of typically 40 - 300 bar when coming up from a borehole. The pressure of the gas is reduced during the lifetime of a gas well, and when the pressure falls below approx. At 70 bar, production is usually so low that there is a need to reinforce by compressing the produced gas to remain profitable, and when the pressure drops to 20 bar, the gas well is normally shut down and production stopped. In addition, the invention takes advantage of the essentially unlimited availability of cold water for cooling in certain coastal areas and at the seabed in many offshore gas fields. The proposed invention eliminates or substantially reduces the above-mentioned challenges and disadvantages in the production of gas on the seabed and the well stream transport by introducing pressurized combustion of the gas and uses heat to produce electrical power that can be used locally, transported to other offshore locations or is transferred to land in a power cable that can be connected to the mains. In other cases, all or some of the power may be applied to the recipient of the platform, e.g. for running compressors, or for industrial purposes on land.

[0031] Ifølge foreliggende oppfinnelse blir produsert naturgass, eller andre karbonholdig brensler, innført i et forbrenningskammer ved et trykk på minst 40 bar, og i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft innføres i forbrenningskammeret som oksydasjonsmiddel. Uttrykket "forbrenningskammer" som anvendt heri er ment å omfatte hvilken som helst struktur hvor forbrenning av brensel i form av naturgass eller et annet karbonholdig brensel forbrennes ved oksydasjon med oksygen. Forbrenningskammeret kan således være en dampkjel, et forbrenningskammer for en gassturbin, en brenselcelle etc. [0031] According to the present invention, produced natural gas, or other carbonaceous fuel, is introduced into a combustion chamber at a pressure of at least 40 bar, and essentially pure oxygen or oxygen-enriched air is introduced into the combustion chamber as an oxidizing agent. The term "combustion chamber" as used herein is intended to include any structure where combustion of fuel in the form of natural gas or another carbonaceous fuel is burned by oxidation with oxygen. The combustion chamber can thus be a steam boiler, a combustion chamber for a gas turbine, a fuel cell, etc.

[0032] Ved forbrenning av et karbonholdig brensel ved bruk av et oksidasjonsmiddel som er i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft resulterer i en avgass som hovedsakelig omfatter CO2eller CO2og vann, avhengig av sammensetningen av brenselet. Forbrenning av kull vil medføre en avgass som hovedsakelig omfatter C02, mens alle hydrokarbonene vil gi en avgass som består av litt vann. Fagmannen er i stand til med enkle midler å beregne forholdet mellom CO2og H2O i avgass, basert på sammensetningen av det drivstoff som brukes. [0032] Combustion of a carbonaceous fuel using an oxidizing agent which is essentially pure oxygen or oxygen-enriched air results in an exhaust gas which mainly comprises CO2 or CO2 and water, depending on the composition of the fuel. Combustion of coal will result in an exhaust gas that mainly comprises C02, while all the hydrocarbons will produce an exhaust gas that consists of some water. The person skilled in the art is able to calculate with simple means the ratio between CO2 and H2O in the exhaust gas, based on the composition of the fuel used.

[0033] Fluidegenskapene til en gitt forbindelse ved en gitt kombinasjon av temperatur og trykk kan finnes ved å studere fasediagrammet for den aktuelle forbindelse. Fasediagrammene av CO2og H2O er vist i henholdsvis figurene 2 og 3. Det kritiske punkt for en forbindelse er kombinasjonen av temperatur og trykk ved hvilke forbindelsen kan foreligge i gassfase, væskefase eller i en superkritisk fase. Det kritiske punkt for CO2er 31,1 °C og et trykk på 72,9 bar. Ved en temperatur høyere enn den kritiske temperatur, dvs. 31,1 °C for CO2, vil CO2være i superkritisk fase, som et superkritisk fluid, forutsatt at trykket er over 72,9 bar. Tettheten av et superkritisk fluid avhenger av trykket. Jo høyere trykket er, desto høyere trykket er tettheten, og vil nærme seg tettheten av en væske. Tett fase superkritisk CO2som har en tetthet på høyere enn omtrent 600 kg / m3, som er høyere enn omtrent 650 kg / m3, eller fortrinnsvis høyere enn 700 kg / m3 kan behandles som en væske for å pumpe etc. Fagmannen vet at superkritiske væsker deler egenskaper med både gasser og væsker. Ved komprimering vil densiteten til et superkritisk fluid øke med økende trykk, og en tett kritisk fase som har en tetthet som er angitt her, er "pumpbar", dvs. at trykket kan økes ytterligere ved å bruke en pumpe som for væsker. [0033] The fluid properties of a given compound at a given combination of temperature and pressure can be found by studying the phase diagram for the compound in question. The phase diagrams of CO2 and H2O are shown in figures 2 and 3 respectively. The critical point for a compound is the combination of temperature and pressure at which the compound can exist in gas phase, liquid phase or in a supercritical phase. The critical point for CO2 is 31.1 °C and a pressure of 72.9 bar. At a temperature higher than the critical temperature, i.e. 31.1 °C for CO2, CO2 will be in the supercritical phase, as a supercritical fluid, provided the pressure is above 72.9 bar. The density of a supercritical fluid depends on the pressure. The higher the pressure, the higher the pressure is the density, and will approach the density of a liquid. Dense phase supercritical CO2 having a density higher than about 600 kg/m3, which is higher than about 650 kg/m3, or preferably higher than 700 kg/m3 can be treated as a liquid for pumping etc. Those skilled in the art know that supercritical fluids share properties with both gases and liquids. On compression, the density of a supercritical fluid will increase with increasing pressure, and a dense critical phase having a density specified here is "pumpable", i.e. the pressure can be increased further by using a pump as for liquids.

[0034] Figur 1 er et diagram som viser hvordan C02væske dannes fra en blandet avgass av CO2og H2O (sammensetningen av avgassen for beregning har et innhold av 44,1657% CO2og 55,6425% H2O og resten er overskudd av O2, 0,001928%, som følge av forbrenning av en typisk naturgass med en støkiometrisk mengde av oksygen). Figur 1 viser en kombinasjon av trykk og temperatur som sikrer at en avgass som består av CO2og H2O, samt en mindre mengde oksygen, har en tilstrekkelig høy tetthet til å være enten flytende, eller i en væskeliknende tett kritisk fase som tillater at fluidet kan pumpes. Ved trykk undersøkt og plottet i Figur 1, det vil si 40 til 200 bar, vil CO2være et superkritisk fluid hvis trykk og temperatur er over det kritiske punkt, og vil endre fase fra overkritiske fluid til en væske dersom trykket er over det kritiske trykket og temperaturen er lavere enn den kritiske temperatur for CO2. Figur 1 viser klart at avgassen vil kondensere ved trykk ned til ca. 40 bar og ved en temperatur på ca. 5 °C, en temperatur som er oppnåelig ved å varmeveksle mot sjøvann ved havbunnen i kaldt til tempererte klima. Ved et trykk på 70 bar, vil avgassen kondenserer på ca. 30 °C. For trykk mellom 70 bar og 40 bar, vil avgassen kondenserer ved temperaturer mellom det som er angitt for 40 bar og 70 bar. For trykk over 70 bar, indikerer figur 1 klart at superkritisk fluid blir dannet ved trykk over 80. Et tett fase fluid som har en tetthet som gjør at er fluidet "pumpbart", kan oppnås ved temperaturer fra 35 °C ved 80 bar, til ca. 95 °C ved 200 bar. Følgelig viser figur 1 tydelig at avgassen i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan bli kondensert eller eventuelt danne et tett superkritisk fluid som kan pumpes som en væske. Trykket i forbrenningskammeret er satt tilstrekkelig høyt til å sikre at avgassen fra forbrenningen vil kondensere og danne tett fase superkritisk CO2eller C02, pluss H2O, så snart temperaturen er tilstrekkelig lav til å danne en flytende blanding av CO2og vann når avkjølt ved hovedsakelig samme trykk som nevnt ovenfor. Fagmannen er i stand til å beregne trykket som trengs ved gitte temperaturer basert på plottene i figur 1 og fasediagram for CO2og vann, henholdsvis, som finnes i figurene 2 og 3, og sammensetningen av avgassen. Gassen som benyttes for beregningene plottet i figur 1 består av 0,2% oksygen, 55,6% H2O og 44,2% CO2, og korresponderer med en typisk avgass fra forbrenning av naturgass ved bruk av i det vesentlige rent oksygen som oksidasjonsmiddel. [0034] Figure 1 is a diagram showing how C02 liquid is formed from a mixed exhaust gas of CO2 and H2O (the composition of the exhaust gas for calculation has a content of 44.1657% CO2 and 55.6425% H2O and the rest is an excess of O2, 0.001928 %, resulting from the combustion of a typical natural gas with a stoichiometric amount of oxygen). Figure 1 shows a combination of pressure and temperature that ensures that an exhaust gas consisting of CO2 and H2O, as well as a small amount of oxygen, has a sufficiently high density to be either liquid, or in a liquid-like dense critical phase that allows the fluid to be pumped . At pressures investigated and plotted in Figure 1, that is 40 to 200 bar, CO2 will be a supercritical fluid whose pressure and temperature are above the critical point, and will change phase from supercritical fluid to a liquid if the pressure is above the critical pressure and the temperature is lower than the critical temperature for CO2. Figure 1 clearly shows that the exhaust gas will condense at pressure down to approx. 40 bar and at a temperature of approx. 5 °C, a temperature that can be achieved by exchanging heat with seawater at the seabed in cold to temperate climates. At a pressure of 70 bar, the exhaust gas will condense at approx. 30 °C. For pressures between 70 bar and 40 bar, the exhaust gas will condense at temperatures between what is specified for 40 bar and 70 bar. For pressures above 70 bar, Figure 1 clearly indicates that supercritical fluid is formed at pressures above 80. A dense phase fluid having a density that makes the fluid "pumpable" can be obtained at temperatures from 35 °C at 80 bar, to about. 95 °C at 200 bar. Consequently, Figure 1 clearly shows that the exhaust gas according to the present invention can be condensed or possibly form a dense supercritical fluid which can be pumped as a liquid. The pressure in the combustion chamber is set sufficiently high to ensure that the exhaust gas from the combustion will condense and form dense phase supercritical CO2 or C02, plus H2O, as soon as the temperature is sufficiently low to form a liquid mixture of CO2 and water when cooled at substantially the same pressure as mentioned above. The person skilled in the art is able to calculate the pressure needed at given temperatures based on the plots in Figure 1 and the phase diagram for CO2 and water, respectively, found in Figures 2 and 3, and the composition of the exhaust gas. The gas used for the calculations plotted in Figure 1 consists of 0.2% oxygen, 55.6% H2O and 44.2% CO2, and corresponds to a typical waste gas from the combustion of natural gas using essentially pure oxygen as an oxidizing agent.

[0035] Det er klart fra densitetsøkningen når temperaturen blir redusert, at avgassen som brukes for beregningene er flytende ved en temperatur på omkring 5 °C og et trykk på 40 bar, ved ca. 15 °C ved et trykk på 50 bar, ved ca. 22 °C ved et trykk på 60 bar, og ved ca. 30 °C ved et trykk på 70 bar. Ved et trykk på 80 bar eller høyere, viser et mer "S" -formet plott at avgassen komprimeres til et tett fase superkritisk fluid. Ved 80 bar, har den superkritiske fluid fasen en densitet på ca. 600 kg / m3, noe som gjør det overkritiske fluidet pumpbart. De tilsvarende temperaturer for resulterer i en superkritisk fluid som har en densitet på 600 kg / m3 ved 90, 100, 150 og 200 bar, er henholdsvis omtrent 42 °C, 47 °C, 75 °C og 98 °C, respektivt. Følgelig, ved et trykk på 40 bar eller mer, vil en avgass fra forbrenning av naturgass med rent oksygen foreligge i flytende tilstand, eller vil være et superkritisk fluid som har en tetthet på høyere enn 700 kg / m3 ved en temperatur på ca 5 °C. Ytterligere detaljer på den tetthet som en funksjon av trykk og temperatur for avgassene, og betingelsene for å oppnå den røykgass som en væske eller en pumpbar tett fase, overkritiske fluidet er lett forståelig for en fagmann å studere figur 1, og fasediagrammene i figur 2 og 3. Det antas at selv ved bruk av oksygenanriket luft, CO2og vann vil kondensere og danne en væske, eller danne en pumpbar tett kritisk fluid ved de temperaturer som kan oppnås ved hjelp av sjøvann som kjølemedium. [0035] It is clear from the increase in density when the temperature is reduced, that the exhaust gas used for the calculations is liquid at a temperature of around 5 °C and a pressure of 40 bar, at approx. 15 °C at a pressure of 50 bar, at approx. 22 °C at a pressure of 60 bar, and at approx. 30 °C at a pressure of 70 bar. At a pressure of 80 bar or higher, a more "S" shaped plot shows that the exhaust gas is compressed into a dense phase supercritical fluid. At 80 bar, the supercritical fluid phase has a density of approx. 600 kg / m3, which makes the supercritical fluid pumpable. The corresponding temperatures for resulting in a supercritical fluid having a density of 600 kg/m3 at 90, 100, 150 and 200 bar are approximately 42 °C, 47 °C, 75 °C and 98 °C, respectively. Accordingly, at a pressure of 40 bar or more, an exhaust gas from the combustion of natural gas with pure oxygen will be in a liquid state, or will be a supercritical fluid having a density higher than 700 kg / m3 at a temperature of about 5 ° C. Further details on the density as a function of pressure and temperature for the exhaust gases, and the conditions for obtaining the flue gas as a liquid or a pumpable dense phase, supercritical fluid are readily understood by a person skilled in the art by studying Figure 1, and the phase diagrams in Figure 2 and 3. It is assumed that even when using oxygen-enriched air, CO2 and water will condense and form a liquid, or form a pumpable dense critical fluid at the temperatures that can be achieved using seawater as a cooling medium.

[0036] Bruk av et oksidasjonsmiddel som har et for høyt innhold av fremmedstoffer, som for eksempel hovedsakelig nitrogen, vil forskyve fasediagrammet for blandingen og resulterer i et behov for mer kjøling av avgassene for å oppnå en avgass som er flytende eller i en væske som tett fase. Figur 4 viser tettheten av avgassen som en funksjon av temperatur ved et trykk på 100 bar ved bruk av ren oksygen, 99% oksygen og 95% oksygen som oksidasjonsmiddel. Figuren viser at en tetthet på høyere enn omtrent 600 kg / m3 oppnås ved ca. 47 °C ved bruk av ren oksygen, ved ca. 40 °C ved bruk av 99% oksygen, og ved ca. 30 °C ved bruk av 95% oksygen. Et høyt innhold av forurensninger, vanligvis nitrogen, oksygen i krav avkjøling til en lavere temperatur sammenlignet med ren oksygen for et gitt trykk. Trykk og temperatur er til en viss grad byttes om, men fra et praktisk synspunkt når naturlig eksisterende brønnhodetrykk skal anvendes til forbrenning, etterfulgt av avkjøling av avgassen med lav temperatur sjøvann for å oppnå flytende C02, oksidasjonsmidlet omfatter fortrinnsvis 95% eller mer, og mest foretrukket i det vesentlige rent oksygen som omfatter 99% eller mer oksygen. [0036] Use of an oxidizing agent that has too high a content of foreign substances, such as, for example, mainly nitrogen, will shift the phase diagram of the mixture and result in a need for more cooling of the exhaust gases to obtain an exhaust gas that is liquid or in a liquid that dense phase. Figure 4 shows the density of the exhaust gas as a function of temperature at a pressure of 100 bar using pure oxygen, 99% oxygen and 95% oxygen as oxidizing agent. The figure shows that a density higher than approximately 600 kg / m3 is achieved at approx. 47 °C using pure oxygen, at approx. 40 °C using 99% oxygen, and at approx. 30 °C using 95% oxygen. A high content of impurities, usually nitrogen, oxygen in requirements cooling to a lower temperature compared to pure oxygen for a given pressure. Pressure and temperature are to some extent interchanged, but from a practical point of view when naturally existing wellhead pressure is to be used for combustion, followed by cooling of the off-gas with low temperature seawater to obtain liquid C02, the oxidizing agent preferably comprises 95% or more, and most preferably substantially pure oxygen comprising 99% or more oxygen.

[0037] Avkjølingen av avgassene krever betydelige kjølekapasitet, en kapasitet som er til stede på dype offshore-lokasjoner, i enkelte kystområder, og i noen større innsjøer hvor vanntemperaturen på sjøbunnen hele året igjennom er omtrent 4 °C eller kaldere. I dype hav steder, for eksempel under 500 meter, kan temperaturen i havet være omtrent 0 °C, eller til og med så lavt som -2 °C. [0037] The cooling of the exhaust gases requires significant cooling capacity, a capacity that is present in deep offshore locations, in some coastal areas, and in some larger lakes where the water temperature on the seabed all year round is approximately 4 °C or colder. In deep ocean locations, for example below 500 meters, the temperature in the ocean can be approximately 0 °C, or even as low as -2 °C.

[0038] Det kritiske punktet av C02 er 31,1 °C og et kritisk trykk på ca. 73 bar, som vist i figur 2, adgang til i det vesentlige ubegrenset kjølekapasitet som kaldt sjøvann gjør det mulig å avkjøle avgassen til en temperatur som er lavere enn den kritiske temperaturen til CO2, 31,1 °C. For å forvisse seg om at temperaturen er lavere enn den kritiske temperatur, blir avgassen avkjøles fortrinnsvis til en temperatur lavere enn 20 °C, som f.eks. lavere enn 15 °C, slik som ca. 10 °C. Ved en temperatur lavere enn 20 °C og et trykk på ca. 55 bar, eller høyere, vil det CO2som er tilstede i avgassen kondenserer og være til stede som en væske, sammen med vann som er tilstede i naturgassen og vannet som dannes ved forbrenning av naturgass. [0038] The critical point of CO 2 is 31.1 °C and a critical pressure of approx. 73 bar, as shown in Figure 2, access to essentially unlimited cooling capacity as cold seawater makes it possible to cool the exhaust gas to a temperature lower than the critical temperature of CO2, 31.1 °C. In order to make sure that the temperature is lower than the critical temperature, the exhaust gas is preferably cooled to a temperature lower than 20 °C, which e.g. lower than 15 °C, such as approx. 10 °C. At a temperature lower than 20 °C and a pressure of approx. 55 bar, or higher, the CO2 present in the exhaust gas will condense and be present as a liquid, together with water present in the natural gas and the water formed by burning natural gas.

[0039] Fasediagrammet for H2O viser at det kritiske punkt for vannet er på 374 °C og 218 bar (~atm), mens trippelpunktet ligger ved 0,01 °C på 0,006 bar. Vannet vil således kondensere ved langt høyere temperaturer enn CO2ved de aktuelle trykkene. Dette faktum kan brukes for å separere H2O og CO2ved trinnvis avkjøling, hvor kondenserte vannet separeres fra CO2i gassform ved hjelp av en vannutskiller mellom hvert trinn. Normalt vil en to-trinns avkjøling med en vannutskiller mellom kjølesystemene være tilstrekkelig til å fjerne mesteparten av vannet fra avgassen, hvis nødvendig. [0039] The phase diagram for H2O shows that the critical point for water is at 374 °C and 218 bar (~atm), while the triple point is at 0.01 °C at 0.006 bar. The water will thus condense at much higher temperatures than CO2 at the relevant pressures. This fact can be used to separate H2O and CO2 by staged cooling, where the condensed water is separated from gaseous CO2 by means of a water separator between each stage. Normally, a two-stage cooling with a water separator between the cooling systems will be sufficient to remove most of the water from the exhaust, if necessary.

[0040] Den flytende CO2 eller CO2 / H2O blanding fanget inn på denne måten kan deponeres på forskjellige måter. Forutsatt at fanget CO2oppfyller kravene for injeksjon i et reservoar, kan CO2injiseres for trykkstøtte / Enhanced Oil Recovery (EOR). Alternativt kan CO2eller CO2/ H2O blanding injiseres i en utarmet olje- og / eller gassbrønn, eller i stabile geologiske formasjoner eller en akvifer, som sikrer varig sikker deponering av CO2. [0040] The liquid CO2 or CO2 / H2O mixture captured in this way can be deposited in different ways. Provided that captured CO2 meets the requirements for injection into a reservoir, CO2 can be injected for pressure support / Enhanced Oil Recovery (EOR). Alternatively, CO2 or CO2/H2O mixture can be injected into a depleted oil and/or gas well, or into stable geological formations or an aquifer, which ensures permanent safe deposition of CO2.

[0041] Ved temperaturer under 20 °C, og et trykk på over 20 bar, dvs. på et vanndyp på 200 meter eller mer, CO2eller en blanding av CO2og H2O i kombinasjon med produsert vann og / eller omkringliggende vann vil spontant danne CO2hydrat (clatherate). C02-hydrat er et is-lignende fast stoff som vil forbli i en stabil fast så lenge det holdes under den nevnte temperatur og ved 200 meters dybde eller dypere. Om nødvendig kan kinetikken for hydratdannelse akselereres ved anvendelse av en reaktor for hydratdannelse, en blander for å sikre god fordeling og kontakt mellom CO2og det omgivende vann, og hvor veggene og overflatene i reaktoren fremmer hydratdannelse, og / eller ved anvendelse av et katalytisk aktivt belegg på de nevnte vegger og overflater, eller ved å tilsette en kjemisk katalysator. [0041] At temperatures below 20 °C, and a pressure of over 20 bar, i.e. at a water depth of 200 meters or more, CO2 or a mixture of CO2 and H2O in combination with produced water and/or surrounding water will spontaneously form CO2 hydrate ( clatherate). C02 hydrate is an ice-like solid that will remain in a stable solid as long as it is kept below the aforementioned temperature and at a depth of 200 meters or deeper. If necessary, the kinetics of hydrate formation can be accelerated by using a reactor for hydrate formation, a mixer to ensure good distribution and contact between CO2 and the surrounding water, and where the walls and surfaces of the reactor promote hydrate formation, and/or by using a catalytically active coating on the aforementioned walls and surfaces, or by adding a chemical catalyst.

[0042] Som vist ovenfor, kan kombinasjonen av forbrennings ved et forhøyet trykk under anvendelse av hovedsakelig rent oksygen eller oksygenanriket luft som definert ovenfor, som oksidasjonsmiddel for å produsere elektrisk kraft og / eller varme, avkjøling av den trykksatte avgassen som resulterer fra forbrenningen til under temperaturen forårsaker CO2å kondensere, og en sikker måte å avsette de således fanget CO2, gjør det mulig å produsere strøm uten å slippe ut CO2til atmosfæren. [0042] As shown above, the combination of combustion at an elevated pressure using substantially pure oxygen or oxygen-enriched air as defined above, as an oxidizing agent to produce electrical power and/or heat, cooling the pressurized exhaust gas resulting from the combustion to below the temperature causes CO2 to condense, and a safe way of depositing the CO2 thus captured makes it possible to produce electricity without releasing CO2 into the atmosphere.

[0043] Det bør også understrekes at selv om vilkårene for kondensering av CO2er gunstige subsea, kan det samme oppnås ved kraftverk over havnivå, det vil si på overflaten, enten på fast eller flytende plattformer, skip og fartøy eller på land ved drift ved det trykk som finnes i de nevnte undersjøiske dybder. Ved å anbringe kraftverket / forbrenningskammer i området ved brønnene fra hvilket gassen produseres, kan ubehandlet eller delvis behandlet gass rutes til forbrenningskammeret ved høyt trykk, og avgassen kan avkjøles enten av sjøvann fra sjøen eller ferskvann fra en innsjø som pumpes til varmevekslere på overflaten. Alternativt kan omgivelsesluften benyttes for kjøling ved varmeveksling f.eks. i kjøletårn eller andre typer av varmevekslere. Lufttemperaturen kan være en begrensning med hensyn til å oppnå tilstrekkelig kjølekapasitet ved luft-kjøling, spesielt i varme klimaområder. Dette kan løses ved høyere forbrenning- og dermed høyere kondenseringstrykk, f.eks. 70 bar eller mer (ref. Figur 1). [0043] It should also be emphasized that although the conditions for condensation of CO2 are favorable subsea, the same can be achieved at power plants above sea level, that is to say on the surface, either on fixed or floating platforms, ships and vessels or on land when operating at the pressure found in the aforementioned subsea depths. By placing the power plant / combustor in the area of the wells from which the gas is produced, untreated or partially treated gas can be routed to the combustor at high pressure, and the offgas can be cooled either by seawater from the lake or fresh water from a lake that is pumped to heat exchangers on the surface. Alternatively, the ambient air can be used for cooling by heat exchange, e.g. in cooling towers or other types of heat exchangers. The air temperature can be a limitation with regard to achieving sufficient cooling capacity with air cooling, especially in hot climate areas. This can be solved by higher combustion and thus higher condensing pressure, e.g. 70 bar or more (ref. Figure 1).

[0044] Videre skal det bemerkes at fremgangsmåten ved høytrykks forbrenning med oksygen eller oksygenanriket luft, også kan gjøres ved hjelp av lavtrykks-salgskvalitet gass fra et prosessanlegg ved å komprimere gassen til nødvendig høyt trykk, f.eks 40 bar eller høyere, for å oppnå kondensering av CO2til væske ved hjelp av den omgivende vanntemperaturen eller den omgivende luft for kjøling. Trykket i forbrenningen må da være høy nok til å oppnå kondensering gitt ved temperaturen av det tilgjengelige kjølemedium vann eller luft. Fagmannen er i stand til å beregne det nødvendige trykk ut fra de fysikalske egenskapene til bestanddelene i avgassen som illustrert ved hjelp av fasediagrammene i figurene 2 og 3. I dette tilfelle er fremgangsmåten for kondensering ikke harde iboende gunstige betingelser for forbrenning av gass fra brønner med høyt trykk og innenfor rekkevidde tilgjengelige kaldt dypt sjøvann. Likevel kan prosessen med generering av elektrisk kraft og ganske kostbar kompresjon av gassen før forbrenning og mindre effektiv kjøling med luft eller vann ved høyere temperatur enn sjøvann fra dypt [0044] Furthermore, it should be noted that the method of high-pressure combustion with oxygen or oxygen-enriched air can also be done using low-pressure commercial-quality gas from a process plant by compressing the gas to the necessary high pressure, e.g. 40 bar or higher, in order to achieve condensation of CO2 into liquid using the ambient water temperature or the ambient air for cooling. The pressure in the combustion must then be high enough to achieve condensation given the temperature of the available cooling medium water or air. The person skilled in the art is able to calculate the required pressure from the physical properties of the constituents of the off-gas as illustrated by means of the phase diagrams in figures 2 and 3. In this case, the method of condensation is not harsh inherently favorable conditions for the combustion of gas from wells with high pressure and cold deep seawater available within reach. Nevertheless, the process of generating electrical power and rather expensive compression of the gas before combustion and less efficient cooling with air or water at a higher temperature than seawater from deep

vann dybde (200 m eller mer), være attraktivt på grunn av den enkle prosessen med CO2kondensering til væske fulgt av permanent water depth (200 m or more), be attractive due to the simple process of CO2 condensation to liquid followed by permanent

deponering ved å pumpe det inn i egnede geologiske formasjoner eller akviferer eller som stabilt CO2hydrat. disposal by pumping it into suitable geological formations or aquifers or as stable CO2 hydrate.

[0045] Komprimering av brenngassen kan også oppnås ved tilførsel av flytende oksygen til forbrenningskammeret eller brenner fordi flytende oksygen med en tetthet på 1141 kg / m3 vil utvide seg når det fordampes ved oppvarming. Tettheten av oksygengass ved 25 °C og 1,013 bar er 1,429 kg / m3. Dette betyr at trykket i et brennkammer med begrenset volum kan reguleres til å være ved et ønsket trykknivå ved justering av strømmen av karbonholdig brensel, og av utvidelsen av den tilførte oksygen som er nødvendig for forbrenningen. Forbrenningstrykket vil være et resultat av tilførselen av karbonholdig brensel ved 1 bar og av utvidelsen av oksygen i det avgrensede forbrenningskammeret. Hvis det nødvendige trykk ikke kan oppnås ved justering av volumet av forbrenningskammeret og strømmen av brensel med den nødvendige tilførsel av flytende oksygen alene, vil kompresjon av det karbonholdige drivstoff også være nødvendig. Noen styringsventiler vil normalt være nødvendig for å kontrollere trykket og prosessen generelt, men en slik ventil er ikke inkludert i denne patentbeskrivelsen, fordi de ikke er nødvendige for å forstå oppfinnelsen. [0045] Compression of the fuel gas can also be achieved by supplying liquid oxygen to the combustion chamber or burner because liquid oxygen with a density of 1141 kg/m3 will expand when vaporized by heating. The density of oxygen gas at 25 °C and 1.013 bar is 1.429 kg / m3. This means that the pressure in a combustion chamber of limited volume can be regulated to be at a desired pressure level by adjusting the flow of carbonaceous fuel, and by the expansion of the supplied oxygen necessary for combustion. The combustion pressure will be the result of the supply of carbonaceous fuel at 1 bar and of the expansion of oxygen in the confined combustion chamber. If the required pressure cannot be achieved by adjusting the volume of the combustion chamber and the flow of fuel with the required supply of liquid oxygen alone, compression of the carbonaceous fuel will also be necessary. Some control valves would normally be necessary to control the pressure and the process in general, but such a valve is not included in this patent specification, because they are not necessary to understand the invention.

[0046] I tillegg til CO2og H2O som dannes ved forbrenning av det karbonholdige drivstoff, kan avgassen også inneholde vanndamp fra vannet som strømmer sammen med det karbonholdige drivstoff, som kan være vanndamp og fritt vann, f.eks. produsert vann fra gass- og oljebrønner. I tillegg vil strømmer av hydrokarboner, det normalt være noe innhold av partikler, såkalte bøter, og i kull, vil det være aske. Hvis det er noe innhold av nitrogen i oksygen, kan dette danne nitrøse gasser. I tilfellet med injeksjon av flytende vann og CO2, kan alle nevnte forurensende følge væsken og derved bli permanent deponert. Hvis fremgangsmåten ved C02-hydratdannelse blir brukt, kan partiklene bli fanget i hydratet deponert ved havbunnen. Injeksjon av C02-hydrat før det stivner, det vil si i en form av slurry, kan også brukes, og partikler og andre forurensninger vil følge oppslemmingen til mottakeren (dvs. geologisk formasjon eller akvifer). [0046] In addition to CO2 and H2O which are formed by burning the carbonaceous fuel, the exhaust gas can also contain water vapor from the water that flows together with the carbonaceous fuel, which can be water vapor and free water, e.g. produced water from gas and oil wells. In addition, streams of hydrocarbons, there will normally be some content of particles, so-called fines, and in coal, there will be ash. If there is any content of nitrogen in oxygen, this can form nitrous gases. In the case of injection of liquid water and CO2, all mentioned pollutants can follow the liquid and thereby be permanently deposited. If the method of C02 hydrate formation is used, the particles can be trapped in the hydrate deposited at the seabed. Injection of C02 hydrate before it solidifies, i.e. in a form of slurry, can also be used, and particles and other contaminants will follow the slurry to the recipient (ie geological formation or aquifer).

[0047] En generisk fremgangsmåte for undersjøisk kraftgenerering er illustrert i figur 5. Det er viktig å merke seg at forbrenningen eller brenningen vil bli utført ved et høyt trykk, typisk mellom 40 og 250 bar for å gjøre det mulig å direkte fremstille flytende CO2eller C02-hydrat ved avkjøling av avgassene mot omgivelsene (sjøvann, ferskvann eller luft) temperatur, uten ytterligere komprimering av avgassen. [0047] A generic method for subsea power generation is illustrated in figure 5. It is important to note that the combustion or burning will be carried out at a high pressure, typically between 40 and 250 bar to make it possible to directly produce liquid CO2 or C02 -hydrate by cooling the exhaust gases against the ambient (seawater, fresh water or air) temperature, without further compression of the exhaust gas.

[0048] Fagmannen vil forstå at forbrenningstrykket må være optimalisert, idet det tas hensyn forbrennings tekniske problemer, design av utstyr for forbrenning og håndtering av væsker under trykk, kraftbehovet for komprimering av luft eller oksidasjonsmidlet som definert heri, etc . Derfor kan det være nødvendig / å foretrekke å strupe eller redusere trykket til naturgass som har høyere trykk enn det foretrukne forbrenningstrykket. Det er for tiden antatt at et forbrenningstrykk på 50 til 100 bar er praktisk. Et trykk på 60 til 90 bar er for tiden mer foretrukket, og det er antatt at den mest foretrukne trykket ved forbrenningen er 75-85 bar. Som tidligere nevnt, kan et for lavt trykk som typisk kan forekomme på sen fase av gassproduksjon korrigeres ved å komprimere brenselet til et optimalt trykk før de går inn i forbrenningskammeret. [0048] The person skilled in the art will understand that the combustion pressure must be optimised, taking into account combustion technical problems, design of equipment for combustion and handling of liquids under pressure, the power requirement for compressing air or the oxidizing agent as defined herein, etc. Therefore, it may be necessary / preferable to throttle or reduce the pressure of natural gas that has a higher pressure than the preferred combustion pressure. It is currently believed that a combustion pressure of 50 to 100 bar is practical. A pressure of 60 to 90 bar is currently more preferred, and it is believed that the most preferred pressure for combustion is 75-85 bar. As previously mentioned, a too low pressure that can typically occur in the late phase of gas production can be corrected by compressing the fuel to an optimal pressure before entering the combustion chamber.

[0049] I figur 5, innføres det karbonholdige brenselet i et forbrenningskammer 2 fra en kilde 20 for det karbonholdige brenselet gjennom en brenselledning 1, fortrinnsvis ved trykket spenn gitt ovenfor. Trykksatt oksidasjonsmiddel føres inn i forbrenningskammeret 2 via en trykksatt oksidantlinje 7. Oksidasjonsmiddel innføres i anlegget fra en oksidasjonsmiddelkilde 11. Oksidasjonsmiddelet ledes fra oksidasjonsmiddelkilden 11 til en valgfri kompressor eller pumpe 15 anordnet for å komprimere eller pumpe oksidasjonsmiddelet inn i forbrenningskammeret 2 via en andre oksidasjonsmiddellinje 7. Hvis oxidasjonsmiddelet er under høyt trykk i oksidasjonsmiddelkilden 11, kan pumpen eller kompressoren 15 utelates. Fagmannen vil forstå at valget av pumpe eller kompressor for å tilveiebringe det nødvendige trykk i oksidasjonsmiddelet er avhengig av om det leverte oksydasjonsmiddel er i flytende form eller gassform. [0049] In figure 5, the carbonaceous fuel is introduced into a combustion chamber 2 from a source 20 for the carbonaceous fuel through a fuel line 1, preferably at the pressure span given above. Pressurized oxidizer is introduced into the combustion chamber 2 via a pressurized oxidizer line 7. Oxidizer is introduced into the plant from an oxidizer source 11. The oxidizer is led from the oxidizer source 11 to an optional compressor or pump 15 arranged to compress or pump the oxidizer into the combustion chamber 2 via a second oxidizer line 7 If the oxidizer is under high pressure in the oxidizer source 11, the pump or compressor 15 can be omitted. The person skilled in the art will understand that the choice of pump or compressor to provide the necessary pressure in the oxidizing agent depends on whether the delivered oxidizing agent is in liquid or gaseous form.

[0050] Avgassen tas ut fra forbrenningskammeret gjennom en avgassledning 3, og innføres i en kondensator 4, hvor den trykksatte avgassen avkjøles ved varmeveksling mot et kjølemedium, som sirkulerer i kondensatoren 4, slik at H2O og CO2blir kondensert, eller danner et tett superkritisk fluid som har en densitet over 600 kg / m3, som i henhold til definisjonen ovenfor er pumpbar. [0050] The exhaust gas is taken out from the combustion chamber through an exhaust line 3, and introduced into a condenser 4, where the pressurized exhaust gas is cooled by heat exchange against a cooling medium, which circulates in the condenser 4, so that H2O and CO2 are condensed, or form a dense supercritical fluid which has a density above 600 kg / m3, which according to the above definition is pumpable.

[0051] Kjølingen kan være direkte eller indirekte kjøling. Direkte avkjøling utføres ved sirkulasjon av omgivende vann som kjølemedium gjennom kondensatoren 4. Indirekte kjøling utføres ved å sirkulere et kjølemedium mellom kondensatoren 4 og varmeveksleren 9, hvor kjølemedium varmeveksles mot det omgivende vann. Kjølemedium for å kjøle avgassen innføres i kondensatoren fra en kjølemedium sugeledning 12 og trekkes ut gjennom en kjølemedium returledning 13. [0051] The cooling can be direct or indirect cooling. Direct cooling is carried out by circulating ambient water as a cooling medium through the condenser 4. Indirect cooling is carried out by circulating a cooling medium between the condenser 4 and the heat exchanger 9, where the cooling medium is heat exchanged with the surrounding water. Refrigerant to cool the exhaust gas is introduced into the condenser from a refrigerant suction line 12 and extracted through a refrigerant return line 13.

[0052] [0052] Høy tetthet kritisk fluid eller væske som dannes ved avkjøling av avgassen tas ut gjennom en kondensert avgass linje 16 for deponering i et deponi 5. Ikke kondensert avgass, omfattende hovedsakelig nitrogen mindre mengder eventuelle inerte gasser, kan trekkes gjennom en ledning 16' og kan frigjøres til den omgivende sjø eller luft. Alternativt kan gassen følge væsken og danner flerfasestrøm for injeksjon, eller for utslipp til sjø når fremgangsmåten for C02-hydratdannelse blir brukt for sikker deponering. Fagpersonen vil ved å studere fasediagrammene i figurene 2 og 3, forstå at H2O og CO2kan separeres i kondensatoren ved å splitte avkjøling og kondensering i kondensatoren i to trinn. I et første trinn blir vann kondensert og separert som en væske fra resten av avgassen og i et andre trinn er det resterende avgass ytterligere kjølt for å kondensere C02. Kondensvann kan, hvis det tillates av myndighetene, slippes ut i sjøen. [0052] [0052] High density critical fluid or liquid that is formed by cooling the exhaust gas is taken out through a condensed exhaust gas line 16 for deposition in a landfill 5. Non-condensed exhaust gas, comprising mainly nitrogen smaller amounts of any inert gases, can be drawn through a wire 16' and can be released into the surrounding sea or air. Alternatively, the gas can follow the liquid and form a multiphase flow for injection, or for discharge to sea when the method for C02 hydrate formation is used for safe disposal. By studying the phase diagrams in Figures 2 and 3, the person skilled in the art will understand that H2O and CO2 can be separated in the condenser by splitting cooling and condensation in the condenser into two stages. In a first stage, water is condensed and separated as a liquid from the rest of the exhaust gas and in a second stage, the remaining exhaust gas is further cooled to condense C02. Condensation water can, if permitted by the authorities, be discharged into the sea.

[0053] Den varmen som genereres i forbrenningskammeret 2, blir overført til en kraftgeneratorenhet 6 for generering av elektrisk kraft og / eller damp. Ikke viste varmespiraler er anordnet i forbrenningskammeret 2 for generering av damp fra sirkulerende vann. Forbrenningskammeret kan i denne utførelse bli kalt en kjele. Den genererte damp innføres i kraftproduksjonsenheten 6 i en dampledning 8, hvor dampen blir ekspandert over dampturbin(er) for å generere elektrisk kraft. Damp ved en temperatur som er for lav for produksjon av elektrisk kraft kan benyttes til andre varmekrevende prosesser. Den ekspanderte damp avkjøles og kondenseres og resirkuleres inn i forbrenningskammeret i en ledning 8 '. Avkjølingen kan være direkte eller indirekte kjøling. Direkte avkjøling utføres ved sirkulasjon av omgivende vann som kjølemedium gjennom kondensatoren (e) av den kraftgenererende enheten (6). Indirekte kjøling utføres ved å sirkulere et kjølemedium mellom kondensatoren (e) (6) og varmeveksleren 9 ' hvor kjølemedium varmeveksles mot det omgivende vann. Kjølemedium for å kjøle avgassen innføres i kondensatoren fra en kjølemedium sugeledning 12 og trekkes ut gjennom et varmemedium kjølemiddelreturledning 13. [0053] The heat generated in the combustion chamber 2 is transferred to a power generator unit 6 for the generation of electrical power and/or steam. Heating coils, not shown, are arranged in the combustion chamber 2 for generating steam from circulating water. In this embodiment, the combustion chamber can be called a boiler. The generated steam is introduced into the power generation unit 6 in a steam line 8, where the steam is expanded over steam turbine(s) to generate electrical power. Steam at a temperature that is too low for the production of electrical power can be used for other processes that require heat. The expanded steam is cooled and condensed and recycled into the combustion chamber in a line 8'. The cooling can be direct or indirect cooling. Direct cooling is carried out by circulating ambient water as a cooling medium through the condenser (e) of the power generating unit (6). Indirect cooling is carried out by circulating a cooling medium between the condenser (e) (6) and the heat exchanger 9' where the cooling medium is heat exchanged with the surrounding water. Refrigerant to cool the exhaust gas is introduced into the condenser from a refrigerant suction line 12 and extracted through a heating medium refrigerant return line 13.

[0054] [0054] kjølekapasitet for kondensering av den ekspanderte damp for kraftgenereringsenhet kan være tilveiebrakt ved hjelp av varmeveksleren (e) 9 ', hvor et kjølemedium sirkuleres mellom kraftgenereringsenhet 6 og varmeveksleren (e) 9' i kjølemedium linjer 12 'og 13'. Elektrisk kraft og / eller damp fjernes fra kraftgenererende enhet i ledningen 10. [0054] [0054] cooling capacity for condensation of the expanded steam for the power generation unit can be provided by means of the heat exchanger (e) 9 ', where a cooling medium is circulated between the power generation unit 6 and the heat exchanger (e) 9' in the cooling medium lines 12 'and 13' . Electrical power and/or steam is removed from the power generating unit in line 10.

[0055] Den oksidant kilden 11 kan være en hvilken som helst passende kilde for en oksidant i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft. Fagmannen vet at et slikt oksidasjonsmiddel kan være tilveiebrakt ved hjelp av membran-baserte systemer og ved hjelp av kryogen systemer, for separasjon av luftgasser. Elektrolyse av vann er en alternativ måte for fremstilling av oksydasjonsmiddel som skal anvendes i henhold til den foreliggende oppfinnelse. I tillegg, for mindre anlegg, kan i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft tilveiebringes i tanker fra [0055] The oxidant source 11 may be any suitable source of an oxidant, essentially pure oxygen or oxygen-enriched air. The person skilled in the art knows that such an oxidizing agent can be provided by means of membrane-based systems and by means of cryogenic systems, for the separation of air gases. Electrolysis of water is an alternative way of producing the oxidizing agent to be used according to the present invention. In addition, for smaller plants, essentially pure oxygen or oxygen-enriched air can be provided in tanks from

fjerntliggende anlegg. remote facility.

[0056] Et anlegg for separasjon av luftgasser er praktisk arrangert enten på havbunnen, om bord på en flyter eller på land. For en undersjøisk anlegg ifølge den foreliggende oppfinnelse, må luft for fremstilling av et oksidasjonsmiddel, som definert heri, eller oksidasjonsmidlet som sådant må være under trykk og transporteres i et stigerør eller snorkel fra en flyter til anlegget. Dersom innretningen for luft gass-separasjon er anordnet på havbunnen, blir de gjenværende luftgassene transportert ved hjelp av en snorkel eller stigerør til overflaten for å bli sluppet ut i omgivelsene. [0056] A plant for the separation of air gases is practically arranged either on the seabed, on board a float or on land. For a subsea facility according to the present invention, air for the production of an oxidizing agent, as defined herein, or the oxidizing agent as such must be under pressure and transported in a riser or snorkel from a float to the facility. If the device for air-gas separation is arranged on the seabed, the remaining air gases are transported using a snorkel or riser to the surface to be released into the environment.

[0057] Fremstilling av den foreliggende oksidasjonsmiddel, det vil si i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft, er energikrevende prosesser, og vil kreve en del av den kraft som produseres ved den foreliggende kraftverket. Dersom elektrolysen blir brukt, vil oksidasjonsmidlet være i det vesentlige rent oksygen. I tillegg vil hydrogen produseres. Den produserte hydrogen kan være en salgsprodukt i seg selv ved å eksportere hydrogen fra anlegget, kan brukes lokalt for ytterligere produksjon av kraft og / eller benyttes i en lokal eller fjerntliggende prosessanlegg for hydrogen krevende prosesser. [0057] Production of the present oxidizer, that is to say essentially pure oxygen or oxygen-enriched air, are energy-intensive processes, and will require a part of the power produced by the present power plant. If electrolysis is used, the oxidizing agent will be essentially pure oxygen. In addition, hydrogen will be produced. The produced hydrogen can be a sales product in itself by exporting hydrogen from the plant, can be used locally for further production of power and/or used in a local or remote processing plant for hydrogen-demanding processes.

[0058] Gass som produseres fra en underjordisk gassproduserende brønn omfatter også normalt vann, partikler, CO2, og høyere hydrokarboner i tillegg til hydrokarbongassen. Normalt separeres naturgassen fra vannet, partikler, CO2og høyere hydrokarboner for effektiv transport av salgbar gass. Naturgassen som skal anvendes lokalt, dvs. i nærheten av den gassproduserende brønn, kan brukes som den er. Eventuell separasjon av vann (produsert og kondensert) og partikler fra det karbonholdige brensel, slik som naturgass, kan være anordnet oppstrøms for forbrenningskammeret, avhengig av sammensetningen til den aktuelle gass. Utskilt vann og eventuelle partikler kan reinjiseres i en injeksjonsbrønn, eller slippes ut i sjøen hvis det tillates av myndighetene. [0058] Gas produced from an underground gas-producing well also normally includes water, particles, CO2, and higher hydrocarbons in addition to the hydrocarbon gas. Normally, the natural gas is separated from the water, particles, CO2 and higher hydrocarbons for efficient transport of salable gas. The natural gas that is to be used locally, i.e. in the vicinity of the gas-producing well, can be used as is. Any separation of water (produced and condensed) and particles from the carbonaceous fuel, such as natural gas, can be arranged upstream of the combustion chamber, depending on the composition of the relevant gas. Secreted water and any particles can be re-injected into an injection well, or released into the sea if permitted by the authorities.

[0059] Naturgassen kan alternativt forbrennes uten forutgående separasjon av vann og / eller partikler. Tilstedeværelsen av forurensninger kan kreve bruk av spesialdesignet brenner utformet med utvalgte materialer for å gjøre det robust for forholdene. [0059] The natural gas can alternatively be burned without prior separation of water and/or particles. The presence of contaminants may require the use of a specially designed burner designed with selected materials to make it robust to the conditions.

[0060] Ved å benytte i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft med et slikt lavt innhold av argon og nitrogen og andre forurensninger, blir avgassen ikke "fortynnet" med andre gasser som kunne forhindre kondensering av CO2og H2O i væsker ved avkjøling av avgassen mot nivået av temperaturen til vannet i omgivelsene eller luft. Det antas at den maksimale tillatte innhold av argon og nitrogen i kombinasjon er omtrent 5%, slik at oksidasjonsmidlet består av 95% eller mer oksygen. Mer foretrukket oksidasjonsmidlet består av mer enn 97% oksygen, for eksempel 99% eller mer oksygen. Dette gjelder alle de beskrevne utførelser dersom ikke annet er oppgitt. [0060] By using essentially pure oxygen or oxygen-enriched air with such a low content of argon and nitrogen and other pollutants, the exhaust gas is not "diluted" with other gases that could prevent the condensation of CO2 and H2O in liquids when cooling the exhaust gas against the level of the temperature of the surrounding water or air. It is assumed that the maximum permissible content of argon and nitrogen in combination is about 5%, so that the oxidizing agent consists of 95% or more oxygen. More preferably, the oxidizing agent consists of more than 97% oxygen, for example 99% or more oxygen. This applies to all the described designs, unless otherwise stated.

[0061] Forbrenning av karbonholdige materialer ved hjelp av et oksidasjonsmiddel slik som beskrevet her, kan føre til høye temperaturer, temperaturer som ikke er kompatible med de fleste materialer som brukes til konstruksjon av brennere og forbrenningskammer. Avhengig av sammensetningen av den karbonholdige drivstoff som brukes, kan resirkulering av røykgass, dvs. CO2og H2O, og mindre mengder av andre gasser, og / eller tilsetning av vann inn i forbrenningskammeret, være nødvendig for å regulere temperaturen i forbrenningen deri. [0061] Combustion of carbonaceous materials using an oxidizing agent as described herein can lead to high temperatures, temperatures that are not compatible with most materials used in the construction of burners and combustion chambers. Depending on the composition of the carbonaceous fuel used, recycling of flue gas, i.e. CO2 and H2O, and smaller amounts of other gases, and/or addition of water into the combustion chamber, may be necessary to regulate the temperature of the combustion therein.

[0062] Dersom metanhydrat innføres i et forbrenningskammer som et karbonholdig brensel, gir vanninnholdet i hydratet som frigjøres ved brenning av hydratet, iboende fordelen ved avkjøling. [0062] If methane hydrate is introduced into a combustion chamber as a carbonaceous fuel, the water content of the hydrate that is released by burning the hydrate provides the inherent advantage of cooling.

[0063] Den elektriske kraften som genereres i et kraftverk ifølge den foreliggende oppfinnelse kan anvendes lokalt, dvs. i et olje- og / eller gassproduserende felt, eller bli eksportert ved hjelp av kabler til fjerntliggende steder, enten offshore eller på land. [0063] The electrical power generated in a power plant according to the present invention can be used locally, i.e. in an oil and/or gas producing field, or be exported by means of cables to remote locations, either offshore or on land.

[0064] Figur 6 illustrerer prinsippene for et dampturbin kraftverk. Elementer som har de samme henvisningstall som figur 5 viser de tilsvarende elementer. Karbonholdig brensel og oksidant innføres i en forbrenningskammeret 2 gjennom linjene 1 og 7, henholdsvis. Avgass tas ut fra forbrenningskammeret 2 via avtrekkslinje 3. Vann innføres i varmespoler 19 anordnet i forbrenningskammeret, og dampen som genereres deri tas ut gjennom dampledningen 8 og innføres i kraftgenereringsenheten 6 vist med stiplede linjer i figuren. Dampen blir ekspandert over en høytrykksturbin 20, og den delvis ekspanderte gassen blir ledet gjennom en linje 24 til en lavtrykksturbinen 21 før den ekspanderte damp trekkes ut i en ekspandert dampledningen 26. Turbinene 20 og 21 er anordnet på en felles aksel 22 med en generator 23 for generering av elektrisk kraft som blir eksportert via en ledning 23 '. Eventuelt vann som kondenseres i linje 24 blir trukket i en kondensatledningen 25. Den ekspanderte damp avkjøles og kondenseres i en kondensator 27 som mottar kjølemedium ved kjølemediumledningen 12 '. Oppvarmet kjølemedium blir returnert i returledningen 13 '. Kondensvann tas utfra kondensatoren 27 i kondensatledningen 28 og innføres i en matevannvarmeren 30, sammen med eventuelt kondensat i linje 25. Oppvarmet vann fra matevannvarmeren 30 blir trukket ut via ledningen 8 ' og føres inn i forbrenningskammeret som ovenfor beskrevet. Sirkulasjonspumper 29, 29' er anordnet for sirkulasjon av vannet i linje 28 og 8'. [0064] Figure 6 illustrates the principles of a steam turbine power plant. Elements that have the same reference numbers as Figure 5 show the corresponding elements. Carbonaceous fuel and oxidant are introduced into a combustion chamber 2 through lines 1 and 7, respectively. Exhaust gas is taken out from the combustion chamber 2 via exhaust line 3. Water is introduced into heating coils 19 arranged in the combustion chamber, and the steam generated therein is taken out through the steam line 8 and introduced into the power generation unit 6 shown with dashed lines in the figure. The steam is expanded over a high-pressure turbine 20, and the partially expanded gas is led through a line 24 to a low-pressure turbine 21 before the expanded steam is extracted in an expanded steam line 26. The turbines 20 and 21 are arranged on a common shaft 22 with a generator 23 for the generation of electric power which is exported via a line 23 '. Any water that condenses in line 24 is drawn into a condensate line 25. The expanded steam is cooled and condensed in a condenser 27 which receives cooling medium at the cooling medium line 12'. Heated coolant is returned in the return line 13 '. Condensate water is taken from the condenser 27 in the condensate line 28 and introduced into a feedwater heater 30, together with any condensate in line 25. Heated water from the feedwater heater 30 is drawn out via the line 8' and fed into the combustion chamber as described above. Circulation pumps 29, 29' are arranged for circulation of the water in lines 28 and 8'.

[0065] Fagmannen vil forstå at selv om et dampturbinkraftverk er beskrevet ovenfor, kan alternativt kraftproduksjonsenheter skal anvendes i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Kjernen i oppfinnelsen er at forbrenningen utføres under forhøyet trykk, slik at avgassen har et trykk som tillater kondensering av CO2ved avkjøling av avgassen under den kritiske temperaturen til CO2, eller til en temperatur hvor den fasediagram av gass viser at CO2vil kondensere for å danne en væske, alene eller i kombinasjon med vann som er tilstede i avgassen. Følgelig er en hvilken som helst forbrenning ved bruk av i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft som oksidasjonsmiddel, som produserer en avgass som hovedsakelig omfatter C02 eller C02 og H20, kan være aktuelt. [0065] The person skilled in the art will understand that although a steam turbine power plant is described above, alternative power production units may be used according to the present invention. The core of the invention is that the combustion is carried out under elevated pressure, so that the exhaust gas has a pressure that allows condensation of CO2 by cooling the exhaust gas below the critical temperature of CO2, or to a temperature where the phase diagram of gas shows that CO2 will condense to form a liquid , alone or in combination with water present in the exhaust gas. Accordingly, any combustion using substantially pure oxygen or oxygen-enriched air as an oxidizing agent, which produces an off-gas comprising mainly CO 2 or CO 2 and H 2 O, may be applicable.

[0066] En alternativ forbrenning i et forbrenningskammer som er beskrevet heri er en brenselcelle, slik som smeltet karbonat-brenselcelle, ved bruk av naturgass som brensel og et oksidasjonsmiddel slik som beskrevet her, er anvendbar i henhold til oppfinnelsen. [0066] An alternative combustion in a combustion chamber described herein is a fuel cell, such as a molten carbonate fuel cell, using natural gas as fuel and an oxidizing agent as described herein, is applicable according to the invention.

[0067] Figur 7 er en forenklet skisse av et offshore-kraftverk i henhold til foreliggende oppfinnelse. Naturgass produseres fra en eller flere sub-terreng og undervannsgassbrønn(er), og overføres til en undervannsgassproduksjonsenheten 30 via en eller flere gassledning(er) 31. Den inngående gass har et trykk fra omtrent 40 bar til ca. 200 bar. [0067] Figure 7 is a simplified sketch of an offshore power plant according to the present invention. Natural gas is produced from one or more subterranean and underwater gas well(s), and is transferred to an underwater gas production unit 30 via one or more gas line(s) 31. The incoming gas has a pressure from approximately 40 bar to approx. 200 bar.

[0068] All, eller deler av den produserte gassen innføres i et gasskraftverk 32 anordnet på havbunnen, via en gassledning 33. Eventuelle ytterligere naturgass kan overføres til en flottør 34 via en gasseksportledning 35 for ytterligere behandling og eksport fra gassfeltet, eller kan komprimeres subsea og eksporteres via en ikke illustrert gasseksportledning. [0068] All or parts of the produced gas are introduced into a gas power plant 32 arranged on the seabed, via a gas line 33. Any further natural gas can be transferred to a float 34 via a gas export line 35 for further treatment and export from the gas field, or can be compressed subsea and exported via a gas export pipeline not illustrated.

[0069] Et anlegg for generering av oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen er anordnet enten ombord på flyteelementet, eller på havbunnen, som beskrevet ovenfor. Både kryogene og membranbaserte enheter for generering av oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen er kjent av fagmannen. Som anvendt her, oksidasjonsmidlet er i det vesentlige rent oksygen eller oksygenanriket luft, består av mer enn 95% oksygen, mer foretrukket mer enn 97% oksygen, og mest foretrukket 99% oksygen eller mer. Fagmannen vil forstå at ikke-oksygen delen av de nevnte gasser består hovedsakelig av nitrogen, ofte sammen med spormengder av edelgasser, slik som Ar. Oksygen, som luft, eller som et oksidasjonsmiddel som hovedsakelig omfatter oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen, blir overført til kraftverket 32 i en luftlinje 36, avhengig av om innretningen for fremstilling av den oksyderende gassen er basert på sjøbunnen eller om bord i flottør 34. Det er for tiden antatt at det er foretrukket å anordne den oksyderende produserende anlegget på havbunnen, og å ha lite eller intet prosessutstyr på flyteelementet for en dypvannsinstallasjon av denne typen. [0069] A facility for generating oxygen-enriched air or essentially pure oxygen is arranged either on board the floating element, or on the seabed, as described above. Both cryogenic and membrane-based units for generating oxygen-enriched air or essentially pure oxygen are known to the person skilled in the art. As used herein, the oxidizing agent is essentially pure oxygen or oxygen-enriched air, consists of greater than 95% oxygen, more preferably greater than 97% oxygen, and most preferably 99% oxygen or greater. The person skilled in the art will understand that the non-oxygen part of the aforementioned gases consists mainly of nitrogen, often together with trace amounts of noble gases, such as Ar. Oxygen, as air, or as an oxidizing agent comprising mainly oxygen-enriched air or essentially pure oxygen, is transferred to the power plant 32 in an air line 36, depending on whether the device for producing the oxidizing gas is based on the seabed or on board a float 34. It is currently believed that it is preferable to arrange the oxidizing production facility on the seabed, and to have little or no process equipment on the floating element for a deep water installation of this type.

[0070] Kraftverket 32 er i henhold til en utførelsesform en dampturbinkraftverk, hvor dampen genereres ved oppvarming av vann ved forbrenning av naturgass ved bruk av oksygenanriket luft eller i det vesentlige rent oksygen som oksidasjonsmiddel. Trykket i forbrenningskammeret er typisk 50 til 100 bar. Et trykk på 60 til 90 bar er for tiden mer foretrukket, og det er antatt at den mest foretrukne trykket for forbrenningen er 75-85 bar. [0070] The power plant 32 is, according to one embodiment, a steam turbine power plant, where the steam is generated by heating water by burning natural gas using oxygen-enriched air or essentially pure oxygen as oxidizing agent. The pressure in the combustion chamber is typically 50 to 100 bar. A pressure of 60 to 90 bar is currently more preferred, and it is believed that the most preferred pressure for the combustion is 75-85 bar.

[0071] Fagmannen vil forstå at omgivende vann som brukes for kjøling og kondensering av dampen i dampturbinsyklusen som kaldt vann er rikelig. Elektrisk kraft og / eller varme i form av damp kan bli overført til flyteelementet 34 via en kraftumbilikal 37, til et fjerntliggende sted ved hjelp av en ledning 40. [0071] Those skilled in the art will appreciate that ambient water used for cooling and condensing the steam in the steam turbine cycle as cold water is abundant. Electrical power and/or heat in the form of steam can be transferred to the floating element 34 via a power umbilical 37, to a remote location by means of a line 40.

[0072] Forbrenningen i forbrenningskammeret i kraftverket er kontrollert for å gi en i alt vesentlig fullstendig forbrenning, dvs. en stort sett støkiometrisk forbrenning, slik at i det vesentlige all den innførte gass og oksygen brukes i forbrenningen. Forbrenning etterlater mindre enn 1%, så som under 0,5% eller til og med mindre enn 0,2% resten oksygen i avgassen er ansett for å være i det vesentlige støkiometriske. [0072] The combustion in the combustion chamber in the power plant is controlled to give an essentially complete combustion, i.e. a largely stoichiometric combustion, so that essentially all the introduced gas and oxygen is used in the combustion. Combustion leaves less than 1%, so less than 0.5% or even less than 0.2% residual oxygen in the exhaust is considered to be substantially stoichiometric.

[0073] Den avgass som oppstår ved forbrenningen overføres til en avgass-enhet 38 via en avgass ledning 39. Avgassenheten omfatter kjølere hvor det avkjøles mot sjøvannet som omgir kraftverk for å avkjøle avgassen til en temperatur 40 °C eller kaldere, slik som 30 °C eller kaldere, slik som under 20 °C, eller til og med under 10 °C. Avgassen består hovedsakelig av [0073] The exhaust gas that occurs during the combustion is transferred to an exhaust gas unit 38 via an exhaust gas line 39. The exhaust gas unit comprises coolers where it is cooled against the sea water that surrounds the power plant in order to cool the exhaust gas to a temperature of 40 °C or colder, such as 30 ° C or colder, such as below 20°C, or even below 10°C. The exhaust mainly consists of

CO2, noe H2O, og eventuell nitrogen som introduseres sammen med oksygen. I tillegg kan avgassen omfatte mindre mengder av urenheter som innføres sammen med naturgassen. CO2, some H2O, and any nitrogen that is introduced along with oxygen. In addition, the exhaust gas may include smaller amounts of impurities that are introduced together with the natural gas.

[0074] Den CO2og vann som er tilstede i avgassen vil kondensere og spontant danne en flytende fase, hvis kombinasjonen av trykk og temperatur av avgassene holdes innenfor de grenser som lett kan avledes fra figur 1 eller figur 4. En fagperson vil være i stand til å beregne de kombinasjoner av trykk og temperatur som vil resultere i kondensasjon eller dannelse av tett fase kritisk fluid basert på standard beregninger og parametere som finnes i lærebøker, for trykk som ikke er vist her. Eventuell nitrogen og ikke brukt oksygen som er tilstede deri vil forbli i en gassfase. Den flytende fasen og gassfasen separeres enkelt, og den flytende fase som hovedsakelig [0074] The CO2 and water present in the exhaust gas will condense and spontaneously form a liquid phase, if the combination of pressure and temperature of the exhaust gases is kept within the limits that can be easily derived from Figure 1 or Figure 4. A person skilled in the art will be able to to calculate the combinations of pressure and temperature that will result in condensation or formation of dense phase critical fluid based on standard calculations and parameters found in textbooks, for pressures not shown here. Any nitrogen and unused oxygen present therein will remain in a gas phase. The liquid phase and gas phase separate easily, and the liquid phase as mainly

omfatter vann og CO2, blir eksportert fra anlegget i en C02-eksportledning 40 for sikker og akseptert deponering av CO2. CO2kan bli deponert ved å comprises water and CO2, is exported from the facility in a C02 export line 40 for safe and accepted disposal of CO2. CO2 can be deposited by

overføre den flytende CO2og vann inn i en ikke vist injeksjonsmodul for å bli innført i en underjordisk formasjon hvor CO2kan oppbevares trygt, for eksempel en avstengt gass- eller oljebrønn, eller i en akvifer. CO2kan transfer the liquid CO2 and water into an injection module not shown to be introduced into an underground formation where the CO2 can be safely stored, for example a shut-in gas or oil well, or in an aquifer. CO2can

også injiseres inn i en oljebrønn for trykkstøtte for økt oljeutvinning (EOR). Gassfasen kan overføres til overflaten og slippes ut i atmosfæren, slippes ut i den omgivende sjø, eller følge væsken som flerfasestrømning. also injected into an oil well for pressure support for enhanced oil recovery (EOR). The gas phase can be transferred to the surface and released into the atmosphere, released into the surrounding sea, or follow the liquid as a multiphase flow.

[0075] Oksygenanriket luft eller hovedsakelig rent oksygen brukes som oksidasjonsmiddel i forbrennings for å unngå fortynning av avgass med nitrogen da slik fortynning vil resultere i et større volum av gass som skal kjøles, og at kondenstemperaturen for CO2/ vann blandingen blir senket på grunn av lavere partialtrykk for henholdsvis vann og CO2. [0075] Oxygen-enriched air or mainly pure oxygen is used as an oxidizing agent in combustion to avoid dilution of exhaust gas with nitrogen as such dilution will result in a larger volume of gas to be cooled, and that the condensation temperature for the CO2/water mixture is lowered due to lower partial pressure for water and CO2 respectively.

[0076] Selv om utførelsesformen i figur 7 er blitt beskrevet med henvisning til en bestemt utførelsesform der kraftverket er anordnet ved sjøbunnen, vil fagmannen forstå at oppfinnelsen er rettet mot trykksatt forbrenning og kondensering av det resulterende CO2og vann ved forhøyet trykk, og ikke om kraftverket er på havbunnen eller ikke. Ifølge, kan kraftverket være anordnet på flyteelementet, hvis det anses som mer praktisk eller fordelaktig å bringe naturgassen og kjølevannet ombord på flyteelementet, og returnere den kondenserte CO2og vann fra flottøren til havbunnen for sikker deponering av CO2som beskrevet ovenfor. [0076] Although the embodiment in Figure 7 has been described with reference to a specific embodiment where the power plant is arranged at the seabed, the person skilled in the art will understand that the invention is aimed at pressurized combustion and condensation of the resulting CO2 and water at elevated pressure, and not about the power plant is on the seabed or not. Accordingly, the power plant can be arranged on the floating element, if it is considered more practical or advantageous to bring the natural gas and cooling water on board the floating element, and return the condensed CO2 and water from the float to the seabed for safe disposal of CO2 as described above.

[0077] Fagmannen vil forstå at et anlegg i henhold til foreliggende oppfinnelse, kan være anordnet på land, forutsatt at den nødvendige kjølekapasitet er tilgjengelig. Et anlegg i henhold til den foreliggende oppfinnelse kan anordnes i kystnære områder som har lett tilgang til kjølevann fra sjøen eller en stor innsjø. Når naturgass anvendes som det karbonholdige brenselet, enten fra en offshore eller onshore gassbrønn, er foreliggende anlegg fortrinnsvis anordnet tilstrekkelig nær gassbrønn til å motta gassen direkte ved i det vesentlige det samme trykk som gassen blir produsert, som beskrevet ovenfor. [0077] The person skilled in the art will understand that a plant according to the present invention can be arranged on land, provided that the necessary cooling capacity is available. A plant according to the present invention can be arranged in coastal areas that have easy access to cooling water from the sea or a large lake. When natural gas is used as the carbonaceous fuel, either from an offshore or onshore gas well, the present facility is preferably arranged sufficiently close to the gas well to receive the gas directly at essentially the same pressure as the gas is produced, as described above.

[0078] Fagmannen vil også forstå at hele eller en del av den damp som genereres i forbrenningskammeret / kjelen, kan benyttes til annet varmekrevende formål enn generering av elektrisk kraft, avhengig av de nærmere detaljer i den aktuelle anordningen. [0078] The person skilled in the art will also understand that all or part of the steam generated in the combustion chamber/boiler can be used for other heat-demanding purposes than the generation of electrical power, depending on the details of the device in question.

[0079] Uavhengig av om kraftverket er anordnet på havbunnen, på en flottør eller på land, kan elektrisk kraft fra kraftstasjonen bli anvendt lokalt, for eksempel om bord på flyteren, og / eller på naboliggende kraftkrevende installasjoner, enten på havbunnen og / på overflaten eller på land, avhengig av plasseringen av foreliggende anlegg. Eventuell ekstra elektrisk kraft kan eksporteres til mer avsidesliggende steder offshore eller på land, og kan kobles til det landbaserte strømnettet. [0079] Regardless of whether the power plant is arranged on the seabed, on a float or on land, electric power from the power station can be used locally, for example on board the float, and/or on neighboring power-demanding installations, either on the seabed and/on the surface or on land, depending on the location of the facility in question. Any additional electrical power can be exported to more remote locations offshore or on land, and can be connected to the land-based power grid.

Claims

1. A method for the production of electric power from carbonaceous fuels, where the carbonaceous fuel is burned in the presence of oxygen-enriched air or essentially pure oxygen to produce electric power and an exhaust gas, where the combustion is carried out at a pressure of 40 to 200 bar, where the exhaust gas is drawn out from the combustion chamber and cooled to a temperature which, according to the plots in Figure 1, results in condensation of the exhaust gas, or transformation of the exhaust gas into a supercritical fluid with a density of at least 600 kg/m<3>, and where the liquid or the the supercritical fluid is safely deposited.

2. The method according to claim 1, where the exhaust gas is cooled to a temperature of 40 °C or lower, such as 30 °C or lower, such as 20 °C or lower, or 10 °C or lower.

3. The method according to claim 1 or 2, where the cooling is carried out in two or more stages, where water present in the exhaust gas is condensed and separated from the remaining exhaust gas, and where the remaining exhaust gas is then further cooled for condensation of CO2 or conversion of CO2 into a supercritical fluid.

4. The method according to any one of the preceding claims, where the cooling is carried out using cold water from the sea or a lake.

5. The method according to claim 4, where the method is carried out in a power plant arranged on the seabed and where the cooling is carried out using the surrounding water.

6. The method according to claim 4, where the method is carried out on a float or platform offshore or off the coast.

7. The method according to any one of the preceding claims, where the combustion heat is used to generate dam for a steam power plant or steam turbine power plant.

8. The method according to any one of claims 1-6, where the heat of combustion is used to generate electric power in a combined gas turbine and steam power plant.

9. The method according to any one of claims 1 to 6, wherein the combustion is an oxidation in a fuel cell to generate electrical power.

10. The method according to any one of the preceding claims, where the carbonaceous fuel is natural gas, and where the natural gas is introduced at the production pressure, or is expanded to the pressure in the combustion chamber if the production pressure is higher than the pressure in the combustion.

11. The method according to any one of claims 1 to 9, wherein the carbonaceous fuel is coal.

12. The method according to any one of claims 1-9, wherein the carbonaceous fuel is methane hydrate.

13. The method according to any one of the preceding claims, where the supercritical fluid or condensed CO2 or mixture of CO2 and H2O is deposited by injection into an underground formation such as an aquifer, an abandoned oil or gas well, or into a oil well for increased oil recovery.

14. A plant for generating electrical power and capturing CO2, where the plant comprises a unit (11) for supplying essentially pure oxygen or oxygen-enriched air to a combustion chamber (2) for burning carbonaceous fuel at a pressure of 40 bar or more , an exhaust gas line (3) for extracting exhaust gas from the combustion chamber (2) and for introducing the exhaust gas into a condenser (4) in which the exhaust gas is cooled for condensation of, or formation of, supercritical fluid with a density of at least 600 kg/m <3>, of CO2 and any H2O, which is present in the exhaust gas, and a CO2 withdrawal line (16) for withdrawal of condensed liquid or supercritical fluid from the condenser (4).

15. The plant according to claim 14, where the combustion chamber is a boiler for generating steam, a combustion chamber in a gas turbine or a fuel cell.

16. The plant according to claim 14 or 15, where the plant comprises different modules such as combustion module, boiler module, heat exchanger module, turbine module, pump module, compressor module, all of which can be isolated from the remaining plant for maintenance and repair, or for replacing a module with a spare module .

17. The plant according to claim 16, where redundant modules are arranged in parallel for redundancy.