NO335390B1 - Heat exchange from compressed gas - Google Patents
Heat exchange from compressed gas Download PDFInfo
- Publication number
- NO335390B1 NO335390B1 NO20120695A NO20120695A NO335390B1 NO 335390 B1 NO335390 B1 NO 335390B1 NO 20120695 A NO20120695 A NO 20120695A NO 20120695 A NO20120695 A NO 20120695A NO 335390 B1 NO335390 B1 NO 335390B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- heat exchanger
- separator
- heat
- gas
- liquid
- Prior art date
Links
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 41
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 39
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 230000009969 flowable effect Effects 0.000 claims description 23
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 12
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 7
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 6
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 8
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 19
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 15
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 12
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 9
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 5
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 asphaltenes Substances 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 150000002790 naphthalenes Chemical class 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 1
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 235000020681 well water Nutrition 0.000 description 1
- 239000002349 well water Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/16—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity
- F17D1/18—Facilitating the conveyance of liquids or effecting the conveyance of viscous products by modification of their viscosity by heating
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
- C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
- C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
- C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
- C10L3/107—Limiting or prohibiting hydrate formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/01—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of a product
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Public Health (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Heat-Exchange Devices With Radiators And Conduit Assemblies (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Yarns And Mechanical Finishing Of Yarns Or Ropes (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
OPPFINNELSENS OMRADE FIELD OF THE INVENTION
Foreliggende oppfinnelse gjelder generelt en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning (eng.: flow assurance) for strømbare hydrokarboner gjennom en rørledning, som er omfattet av å føre en brønnstrøm med strømbare hydrokarboner gjennom en separator for separasjon av brønnstrømmen til en gassfase og en væskefase. The present invention generally relates to a method and a device for ensuring good flow (eng.: flow assurance) for flowable hydrocarbons through a pipeline, which is comprised of passing a well flow with flowable hydrocarbons through a separator for separating the well flow into a gas phase and a liquid phase.
Mer spesifikt gjelder den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning som sikrer strømbare hydrokarboner gjennom isolerte rørledninger, slik at utfelling av uønskede stoffer ved transport av hydrokarbonfluider, slik at voksavsetninger og hydratdannelser forhindres. More specifically, the present invention relates to a method and a device for ensuring good flow that ensures flowable hydrocarbons through insulated pipelines, so that the precipitation of unwanted substances during the transport of hydrocarbon fluids, so that wax deposits and hydrate formations are prevented.
Mer spesifikt gjelder den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for å sikre god strømning i henhold til ingressen i krav 1, og en anordning for denne i henhold til ingressen i krav 9. More specifically, the present invention concerns a method for ensuring good flow according to the preamble in claim 1, and a device for this according to the preamble in claim 9.
TEKNISK BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN TECHNICAL BACKGROUND OF THE INVENTION
For onshore og offshore undervannsoperasjoner, slik som ved hydrokarbonleting og -produksjon, er det vanlig med bruk av isolerte rørledninger for fluidtransport. For onshore and offshore underwater operations, such as in hydrocarbon exploration and production, it is common to use insulated pipelines for fluid transport.
For eksempel har undervanns prosesseringsanlegg, så som undervanns kompresjonsstasjoner, en lang eksportavstand til land, og for dét formålet kan strømbare hydrokarboner, som vil kunne være en blanding av olje og vann, bli transportert for å sikre god strømning over lange avstander gjennom isolerte rørledninger, for å unngå at temperaturen faller til et uakseptabelt nivå dersom verken kjemikalier eller oppvarming av ledningene benyttes. Viktige felt som krever slik sikring av god strømning for rørledninger med hydrokarboner innbefatter rørledninger for undervanns kondensateksport, onshore kondensatrørledninger og rørledninger for oljeeksport i kalde miljøer og så videre. For example, underwater processing facilities, such as underwater compression stations, have a long export distance to land, and for that purpose flowable hydrocarbons, which would be a mixture of oil and water, can be transported to ensure good flow over long distances through insulated pipelines, to avoid the temperature falling to an unacceptable level if neither chemicals nor heating of the wires are used. Important fields that require such assurance of good flow for pipelines with hydrocarbons include pipelines for underwater condensate export, onshore condensate pipelines and pipelines for oil export in cold environments and so on.
Dannelse av uønskede utfellinger er et vanlig problem man møter på under transport av slike hydrokarbonfluider. Spesielt når det transporteres uraffinerte eller bare delvis raffinerte produkter. Selvsagt vil slike utfellinger forårsake formidable hindringer for strømmen av hydrokarbonfluider, og vil kunne føre til redusert strømning, og til og med en tilstopping av strømningsledningen. The formation of unwanted precipitates is a common problem encountered during the transport of such hydrocarbon fluids. Especially when transporting unrefined or only partially refined products. Of course, such deposits will cause formidable obstructions to the flow of hydrocarbon fluids, and can lead to reduced flow, and even clogging of the flow line.
De utfellingene som det er vist til i det foregående avsnittet, vil kunne være voks, hydrater, asfaltener, resiner, naftalener, alifatiske hydrater og så videre, som vil være kjent for fagfolk på området. Generelt er det en risiko for dannelse av uønskede avsetninger i strømningsledningen når temperaturen på fluidet faller ned til under temperaturen for voksdannelse (engelsk: «Wax Appearance Temperature», heretter referert til som WAT) eller for hydratdannelse. The precipitates referred to in the preceding paragraph may be waxes, hydrates, asphaltenes, resins, naphthalenes, aliphatic hydrates and so on, which will be known to those skilled in the art. In general, there is a risk of unwanted deposits forming in the flow line when the temperature of the fluid falls below the temperature for wax formation (English: "Wax Appearance Temperature", hereafter referred to as WAT) or for hydrate formation.
En flerfase brønnstrøm vil kunne ha en temperatur så høy som 70 °C til 100 °C, eller til og med 130 °C. Dette er mye høyere enn den vanlige temperaturen for hydratdannelse, som er rundt 20 °C, og voksdannelsestemperaturen, som er rundt 30 °C. Dersom fluidene transporteres gjennom uisolerte strømningsledninger vil temperaturen falle ned til et sted i nærheten av sjøtemperaturen etter 5-10 km. Dersom strømningsledningen er isolert, vil dette temperaturfallet kunne strekke seg over omtrent 50 km. Temperaturfallet vil kunne føre til en høyere hydrat- og voksdannelse. A multiphase well stream could have a temperature as high as 70°C to 100°C, or even 130°C. This is much higher than the usual hydrate formation temperature, which is around 20°C, and the wax formation temperature, which is around 30°C. If the fluids are transported through uninsulated flow lines, the temperature will drop to somewhere close to sea temperature after 5-10 km. If the flow line is insulated, this temperature drop will be able to extend over approximately 50 km. The drop in temperature could lead to higher hydrate and wax formation.
Det er klart at isolasjon alene bare kan være tilstrekkelig for relativt korte avstander. I dag er det ønskelig å transportere hydrokarboner over en avstand på opptil 100-200 km. It is clear that insulation alone can only be sufficient for relatively short distances. Today, it is desirable to transport hydrocarbons over a distance of up to 100-200 km.
Det vanligste middelet for å forhindre hydratdannelse er anvendelse av hydratforebyggende kjemikalier (og på tilsvarende måte anvende voksforebyggende kjemikalier). Ulempen er at det da vil være nødvendig med bruk av store mengder kjemikalier, som har en betydelig kostnadsinnvirkning. For å redusere forbruket av det vanligst benyttede hydratforebyggende kjemikaliet, monoetylenglykol (MEG), benyttes det et regenereringsanlegg, som igjen gir høyere investeringskostnader og høyere teknisk kompleksitet og plattformvekt. Kjemikalier vil også kunne by på potensielle miljøtrusler, og det vil være nødvendig med utstyr for separasjon og nøytralisering av kjemikalier for å nå målet om et «nullutslipp». The most common means of preventing hydrate formation is the use of hydrate-preventing chemicals (and similarly use wax-preventing chemicals). The disadvantage is that it will then be necessary to use large quantities of chemicals, which have a significant cost impact. In order to reduce the consumption of the most commonly used hydrate prevention chemical, monoethylene glycol (MEG), a regeneration plant is used, which in turn results in higher investment costs and higher technical complexity and platform weight. Chemicals will also be able to present potential environmental threats, and equipment for separation and neutralization of chemicals will be necessary to achieve the goal of a "zero discharge".
Direkte elektrisk oppvarming (engelsk: Direct Electric Heating», DEH), for å varme opp rørledningene for å forebygge dannelse av utfellinger, er også et alternativ. Imidlertid er dette stort sett en kostbar fremgangsmåte, når man ser på den lengden av de rørledningene som brukes. Direct electric heating (English: Direct Electric Heating», DEH), to heat the pipelines to prevent the formation of precipitates, is also an option. However, this is generally an expensive method, when you look at the length of the pipelines used.
På den annen side er det også kjent at avkjøling av den varme brønnstrømmen, i forkant av at denne går inn i en separator, er gunstig for å få bedre gass- og væskeseparasjon. Det er også svært gunstig at den gassen som kommer inn i en kompressor er kald. Dette reduserer den nødvendige energien for kompresjon. Imidlertid vil for mye kjøling forårsake avsetninger / utfellinger, slik som nevnt i det foregående avsnittet, spesielt når produktene transporteres over lange avstander der omgivelsestemperaturene er lave. On the other hand, it is also known that cooling the hot well stream, before it enters a separator, is beneficial for better gas and liquid separation. It is also very beneficial that the gas entering a compressor is cold. This reduces the energy required for compression. However, too much cooling will cause deposits / precipitates, as mentioned in the previous paragraph, especially when the products are transported over long distances where the ambient temperatures are low.
For å løse den ulempen som oppstår ved for mye kjøling av væskefasen, har det blitt gjort forsøk på omplassere innløpskjøleren for bare å kjøle ned gassledningen, men for det tilfellet vil det være nødvendig med en ekstra væskeutskiller (scrubber) med høy virkningsgrad, nedstrøms for denne kjøleren, for å kunne separere den gjenværende væskefasen før den går inn i kompressoren. Dette inviterer til komplikasjoner i systemet og gir ekstra kostnader. To solve the disadvantage of overcooling the liquid phase, attempts have been made to relocate the inlet cooler to only cool the gas line, but in that case an additional high-efficiency liquid separator (scrubber) downstream of this cooler, to be able to separate the remaining liquid phase before it enters the compressor. This invites complications in the system and results in additional costs.
US-patent 7261810 B2 gir lærdom om hvordan dette problemet løses ved å kjøle ned de varme hydrokarbonene som fortløpende skal transporteres i en reaktor og en varmeveksler, slik at de uønskede materialene blir felt ut i reaktoren og varmeveksleren, i denne rekkefølgen. Deretter blir hydrokarbonene transportert, og er da ment å være fri for faste stoffer som felles ut. Over meget lange avstander vil imidlertid denne teknikken ikke i tilstrekkelig grad kunne forhindre dannelse av utfellinger, og en fullstendig sikker transport vil ikke kunne oppnås med denne fremgangsmåten for nedkjøling. US Patent 7261810 B2 teaches how this problem is solved by cooling down the hot hydrocarbons to be continuously transported in a reactor and a heat exchanger, so that the unwanted materials are precipitated in the reactor and the heat exchanger, in this order. The hydrocarbons are then transported, and are then supposed to be free of solids that precipitate out. Over very long distances, however, this technique will not be able to sufficiently prevent the formation of precipitates, and a completely safe transport will not be possible to achieve with this cooling method.
Videre krever ovenstående fremgangsmåte en kilde med et kaldt fluid som inneholder små krystaller, for at dette skal tilsettes det varme hydrokarbonfluidet, og det grunnleggende prinsippet er å blande det varme hydrokarbonfluidet med dette kalde fluidet for å senke temperaturen på det hydrokarbonfluidet som skal transporteres, for utfelling av de uønskede stoffene. Krystallene i det kalde fluidet fungerer som nukleasjonspunkter for utfelling av tilsvarende stoffer fra det varme fluidet. Således er fremgangsmåten dessuten omstendelig og er ikke fullstendig pålitelig. Furthermore, the above method requires a source of a cold fluid containing small crystals, for this to be added to the hot hydrocarbon fluid, and the basic principle is to mix the hot hydrocarbon fluid with this cold fluid to lower the temperature of the hydrocarbon fluid to be transported, for precipitation of the unwanted substances. The crystals in the cold fluid act as nucleation points for precipitation of corresponding substances from the hot fluid. Thus, the method is also laborious and is not completely reliable.
I US 3556218 er det beskrevet et anlegg som omfatter en varmeveksler som er plassert før en separator. Imidlertid er varmeveksleren avhengig av brønnvann fra en vannbrønn. Dette medfører at det må bores og kompletteres en egen brønn for å skaffe varmt vann. Dette er en betydelig kostnad. US 3556218 describes a plant which comprises a heat exchanger which is placed before a separator. However, the heat exchanger is dependent on well water from a water well. This means that a separate well must be drilled and completed to provide hot water. This is a significant cost.
Tilsats av kjemikalier for å forsinke eller forhindre dannelse av utfellinger er en annen teknikk, men bortsett fra at dette er kostbart, har ikke dette funnet å være teknisk tilstrekkelig til å kunne forhindre dannelse av utfellinger ved transport over lange avstander. Kjemikaliene vil dessuten måtte skilles ut fra produktene etter transporten. Addition of chemicals to delay or prevent the formation of precipitates is another technique, but apart from being expensive, this has not been found to be technically sufficient to prevent the formation of precipitates during transport over long distances. The chemicals will also have to be separated from the products after transport.
Følgelig er det et lenge følt behov for utvikling av en fremgangsmåte og anordning for å sikre god strømning av hydrokarbonfluider langs et nettverk av isolerte rørledninger på en teknisk pålitelig og kostnadseffektiv måte, hvor de ulempene som er ved den tidligere teknikken som kontemplert ovenfor blir vesentlig minimert eller eliminert. Consequently, there is a long-felt need for the development of a method and device to ensure good flow of hydrocarbon fluids along a network of insulated pipelines in a technically reliable and cost-effective manner, where the disadvantages of the prior art as contemplated above are substantially minimized or eliminated.
Den foreliggende oppfinnelsen møter det ovenfor nevnte lenge følte behov, og andre tilhørende behov. The present invention meets the long-felt need mentioned above, and other associated needs.
FORMÅL MED OPPFINNELSEN OBJECTS OF THE INVENTION
Det viktigste formålet med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning av strømbare hydrokarboner langs en fortrinnsvis isolert rørledning på en teknisk pålitelig og kostnadseffektiv måte, ved å benytte varmeinnholdet i brønnstrømmen oppstrøms for et undervanns prosesseringsanlegg, for eksempel en kompressorstasjon eller overskuddsvarme fra utstyret på stasjonen, så som ved en gasskompresjon, hvor ulempene ved tidligere teknikk blir vesentlig minimert eller eliminert. The most important purpose of the present invention is to provide a method and a device for ensuring good flow of flowable hydrocarbons along a preferably insulated pipeline in a technically reliable and cost-effective way, by using the heat content of the well stream upstream of an underwater processing plant, for example a compressor station or excess heat from the equipment at the station, such as in the case of gas compression, where the disadvantages of prior art are substantially minimized or eliminated.
Det er et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning av strømbare hydrokarboner langs en fortrinnsvis isolert rørledning, slik at dannelse av uønskede utfellinger forhindres under transport over meget lange avstander. It is another object of the present invention to provide a method and a device for ensuring good flow of flowable hydrocarbons along a preferably insulated pipeline, so that the formation of unwanted deposits is prevented during transport over very long distances.
Det er et annet formål med den foreliggende oppfinnelsen å tilveiebringe en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning av strømbare hydrokarboner langs en fortrinnsvis isolert rørledning, som er enkel og ikke innebærer kompliserte trinn eller komponenter. It is another object of the present invention to provide a method and a device for ensuring good flow of flowable hydrocarbons along a preferably insulated pipeline, which is simple and does not involve complicated steps or components.
Et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelsen er å tilveiebringe en fremgangsmåte og en anordning for å sikre god strømning av strømbare hydrokarboner langs isolerte rørledninger, ved å iverksette varmeveksling mellom komprimert gass og strømbare hydrokarboner som skal transporteres, slik at temperaturen på de strømbare hydrokarboner som skal transporteres blir øket til et ønskelig nivå til å forebygge dannelse av uønskede utfellinger. A further object of the present invention is to provide a method and a device for ensuring good flow of flowable hydrocarbons along insulated pipelines, by initiating heat exchange between compressed gas and flowable hydrocarbons to be transported, so that the temperature of the flowable hydrocarbons to be transported is increased to a desirable level to prevent the formation of unwanted precipitates.
Det generelle prinsippet med den foreliggende oppfinnelsen er å bruke varme generert fra anleggets utstyr, spesielt kompressorer, for å forhindre dannelse av hydrater, utfelling av voks og utfelling av andre komponenter, ved å overføre denne varmen fra brønnstrømmen og / eller den nevnte varmegenererende komponenten til fluidene med indirekte varmeveksling, for dermed å benytte denne varmen til å holde temperaturen tilstrekkelig høy. The general principle of the present invention is to use heat generated from the equipment of the plant, especially compressors, to prevent the formation of hydrates, precipitation of wax and precipitation of other components, by transferring this heat from the well stream and / or the aforementioned heat-generating component to the fluids with indirect heat exchange, in order to use this heat to keep the temperature sufficiently high.
Mer spesifikt gjelder oppfinnelsen sikring av god strømning ved benyttelse av varme fra en brønnstrøm oppstrøms for en kjøler for en separator, og dessuten muligens varme generert fra anleggets utstyr, så som ved kompresjon av gass, More specifically, the invention relates to ensuring good flow by using heat from a well flow upstream of a cooler for a separator, and also possibly heat generated from the plant's equipment, such as by compression of gas,
i et undervanns prosesseringssystem, og varmeveksling av nevnte varme med væskerørledninger nedstrøms for prosesseparatoren. Sikring av god strømning oppnås ved å varme opp utløpets væskerørledning på separatoren til over temperaturen for dannelse av hydrater, temperaturen for voksdannelse (duggpunkt), og over utfellingstemperaturen for andre komponenter (for eksempel asfaltener) som ved akkumulasjon kan tilstoppe strømmen når man kommer under visse temperaturer. in an underwater processing system, and heat exchange of said heat with liquid pipelines downstream of the process separator. Ensuring good flow is achieved by heating the outlet liquid pipeline on the separator to above the temperature for formation of hydrates, the temperature for wax formation (dew point), and above the precipitation temperature for other components (for example asphaltenes) which, by accumulation, can clog the flow when reaching certain temperatures.
For å holde på en temperatur som blir værende over det problematiske nivået i lange transportledninger langs havbunnen med lave temperaturer, vil det vanligvis være nødvendig å isolere ledningene. Den beskrevne fremgangsmåten av å benytte overskuddsvarme i kombinasjon med isolerte ledninger for fluidtransport vil kunne være en mye rimeligere løsning enn elektrisk oppvarming av nevnte ledninger eller bruk av kjemikalier. Selv om denne fremgangsmåten ikke alene skulle sikre god strømning langs hele lengden med lange ledninger, eller ved enkelte driftsmodi (for eksempel lav strømning) eller nedstengning, vil den i betydelig grad redusere behovet for oppvarming eller kjemikalier ved for eksempel bare å injisere kjemikalier eller å slå på en elektrisk oppvarming ved nedstenging. In order to maintain a temperature that remains above the problematic level in long transmission lines along the low temperature seabed, it will usually be necessary to insulate the lines. The described method of using excess heat in combination with insulated lines for fluid transport could be a much more affordable solution than electric heating of said lines or the use of chemicals. Although this method alone would not ensure good flow along the entire length of long lines, or in certain operating modes (for example, low flow) or shutdown, it will significantly reduce the need for heating or chemicals by, for example, only injecting chemicals or switch on an electric heater when shutting down.
Hvordan de foregående målene blir oppnådd, og enkelte andre gunstige særtrekk som fortsatt ikke har blitt vist i tidligere teknikk, vil bli klart ut fra den ikke-begrensende beskrivelsen som nå følger. How the foregoing objects are achieved, and certain other advantageous features still not disclosed in the prior art, will become clear from the non-limiting description that now follows.
Gjennom hele beskrivelsen, inkludert kravene, skal ordene «rørledning», «strømbare hydrokarboner», «kaldt fluid», «separator», «innløpskjøler», Throughout the description, including the requirements, the words "pipeline", "flowable hydrocarbons", "cold fluid", "separator", "inlet cooler",
«varmeveksler», «onshore», «offshore», «varm brønnstrøm» og «varme strømbare hydrokarboner» tolkes i den bredeste betydningen av de respektive begrepene, og innbefatter aller tilsvarende gjenstander i feltet kjent med andre begreper, som vil kunne være klart for fagpersoner på området. Restriksjoner / begrensninger, dersom slike finnes, referert til i beskrivelsen, er kun ment som eksempler og forståelse av den foreliggende oppfinnelsen. "heat exchanger", "onshore", "offshore", "hot well stream" and "hot flowable hydrocarbons" are interpreted in the broadest sense of the respective terms, and include very similar objects in the field known by other terms, which will be clear to professionals in the field. Restrictions / limitations, if any, referred to in the description, are only intended as examples and understanding of the present invention.
OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
I henhold til et første aspekt ved oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte for å sikre god strømning for strømbare hydrokarboner gjennom en rørledning, fortrinnsvis en isolert rørledning som omfatter veksling av varme mellom en strøm av varme strømbare hydrokarboner eller en varm brønnstrøm og de fluidene som skal transporteres. Den varme brønnstrømmen strømmer inn i en separator. Separatoren separerer brønnstrømmen i en gassfase og en væskefase. For å kunne legge til rette for gass - væske separasjonen blir brønnstrømmen avkjølt av en innløpskjøler plassert oppstrøms for separatoren. According to a first aspect of the invention, a method is provided for ensuring good flow for flowable hydrocarbons through a pipeline, preferably an insulated pipeline which comprises the exchange of heat between a flow of hot flowable hydrocarbons or a hot well stream and the fluids to be transported. The hot well stream flows into a separator. The separator separates the well stream into a gas phase and a liquid phase. In order to facilitate the gas - liquid separation, the well flow is cooled by an inlet cooler placed upstream of the separator.
I henhold til fremgangsmåten i den foreliggende oppfinnelsen vil væskefasen deretter føres gjennom minst én varmeveksler, som befinner seg nedstrøms for separatoren. Varmeveksleren har en kontinuerlig strøm av varm brønnstrøm. Dette sikrer at temperaturen på den kalde væsken fra separatoren blir øket til et ønskelig nivå, og til slutt blir den væsken som strømmer ut fra varmeveksleren transportert til hovedrørledningen, for videre transport. According to the method in the present invention, the liquid phase will then be passed through at least one heat exchanger, which is located downstream of the separator. The heat exchanger has a continuous flow of hot well flow. This ensures that the temperature of the cold liquid from the separator is increased to a desirable level, and finally the liquid flowing out of the heat exchanger is transported to the main pipeline for further transport.
Fortrinnsvis blir gassen som går ut fra varmeveksleren resirkulert tilbake til brønnstrømsledningen oppstrøms for separatoren eller, mer foretrukket, til gassledningen oppstrøms eller nedstrøms for kompressoren. Preferably, the gas exiting the heat exchanger is recycled back to the well stream line upstream of the separator or, more preferably, to the gas line upstream or downstream of the compressor.
I henhold til den foreliggende oppfinnelsen er det også tilveiebrakt en anordning for å utføre fremgangsmåten. According to the present invention, a device is also provided for carrying out the method.
KORT BESKRIVELSE AV DE MEDFØLGENDE TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE ACCOMPANYING DRAWINGS
Etter å ha beskrevet hovedtrekkene av oppfinnelsen ovenfor, vil det bli gitt en mer detaljert beskrivelse av noen foretrukne utførelsesformer i det etterfølgende, under henvisning til tegningene, hvor: Figur 1 illustrerer den foreliggende oppfinnelsen hvor varme generert av en kompressor benyttes. Figur 2 og 3 illustrerer strektegninger av to foretrukne utførelsesformer av en del av anordningen i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, og illustrerer dessuten hvordan disse anordningene anvendes for å kjøre prosessen ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Having described the main features of the invention above, a more detailed description of some preferred embodiments will be given below, with reference to the drawings, where: Figure 1 illustrates the present invention where heat generated by a compressor is used. Figures 2 and 3 illustrate line drawings of two preferred embodiments of a part of the device according to the present invention, and also illustrate how these devices are used to run the process according to the present invention.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
I det som nå følger er det tilveiebrakt en detaljert beskrivelse, uten å ha begrensninger, av noen foretrukne utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen som vil kunne tjene som eksempler. In what now follows, a detailed description is provided, without limitation, of some preferred embodiments of the present invention which may serve as examples.
Varm brønnstrøm, referert til her tidligere og fra nå av, vil kunne komme fra én eller flere borebrønner, eller gjennom en transportledning fra et nærliggende olje- eller gassfelt, slik som vil være kjent for fagfolk på området. Videre, tidligere i denne beskrivelsen og fra nå av, vil det bare bli referert til varm brønnstrøm, av hensyn til en forenkling og forklaring. Det skal forstås at et slikt begrep også omfavner varme strømbare hydrokarboner, slik som fra et hydrokarbon - prosessanlegg eller tilsvarende, slik som det vil kunne være ved et høyere trykk. Hot well flow, referred to here previously and from now on, may come from one or more bore wells, or through a transmission line from a nearby oil or gas field, as will be known to those skilled in the art. Furthermore, earlier in this description and from now on, only hot well flow will be referred to, for reasons of simplification and explanation. It should be understood that such a term also embraces hot flowable hydrocarbons, such as from a hydrocarbon processing plant or the like, as it would be at a higher pressure.
Videre, av tilsvarende årsaker, har utfellinger blitt referert til som voks og hydrater. Disse innbefatter også andre utfellinger som vil være kjent på området, og har blitt forklart under overskriften «Teknisk bakgrunn for oppfinnelsen». Furthermore, for similar reasons, precipitates have been referred to as waxes and hydrates. These also include other precipitates that will be known in the field, and have been explained under the heading "Technical background for the invention".
Nå med henvisning til vedlagte figur 1, vil en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen bli forklart i detalj. Den illustrerer en brønnstrøm 4 som føres gjennom en innløpskjøler 2 og går inn i separatoren 1 gjennom en ledning 4'. Fra separatoren 1 går gassen ut gjennom en gassledning 5 til en kompressor 6. Gassen går ut fra kompressoren gjennom en ledning 6' for komprimert gass. Væsken går ut fra separatoren 1 gjennom en væskeledning 3a og blir videre ført gjennom en varmeveksler 3. Etter varmeveksleren går væsken inn i en væsketransportledning 3b. Now with reference to the attached Figure 1, a preferred embodiment of the invention will be explained in detail. It illustrates a well stream 4 which is passed through an inlet cooler 2 and enters the separator 1 through a line 4'. From the separator 1, the gas exits through a gas line 5 to a compressor 6. The gas exits from the compressor through a line 6' for compressed gas. The liquid leaves the separator 1 through a liquid line 3a and is further led through a heat exchanger 3. After the heat exchanger, the liquid enters a liquid transport line 3b.
Innløpskjøleren vil kunne være ev en hvilken som helst type beskrevet i søkerens norske patentsøknad NO 2011 0946, som herved er tatt med ved referanse. The inlet cooler could possibly be any type described in the applicant's Norwegian patent application NO 2011 0946, which is hereby incorporated by reference.
Innløpskjøleren 2 brukes fortrinnsvis til å få ned temperaturen i den varme brønnstrømmen for å sikre kondensasjon av væskefraksjonen i hydrokarbonene, slik at gass- og væskefraksjoner vil kunne separeres. I separatoren 1 blir den varme brønnstrømmen separert til en tørr gass 5 (gassen 5 bør være så tørr som mulig for at den effektivt skal kunne bli komprimert av en kompressor i et senere trinn) og kald væske 3a. Væsken vil kunne være kondensat, olje og / eller vann. Væsken vil kunne inneholde små andeler med gass. Denne kalde væsken skal transporteres gjennom eksportrørledningene. Den kalde væsken 3a som forlater separatoren 1 gis anledning til å gå inn i en varmeveksler 3. Denne varmeveksleren 3 befinner seg nedstrøms separatoren 1, ved begynnelsen av eksportrørledningen 3b. The inlet cooler 2 is preferably used to bring down the temperature in the hot well flow to ensure condensation of the liquid fraction in the hydrocarbons, so that gas and liquid fractions can be separated. In the separator 1, the hot well stream is separated into a dry gas 5 (the gas 5 should be as dry as possible so that it can be effectively compressed by a compressor in a later step) and cold liquid 3a. The liquid could be condensate, oil and/or water. The liquid may contain small amounts of gas. This cold liquid will be transported through the export pipelines. The cold liquid 3a leaving the separator 1 is allowed to enter a heat exchanger 3. This heat exchanger 3 is located downstream of the separator 1, at the beginning of the export pipeline 3b.
En del av den komprimerte gassen blir forgrenet av fra ledningen 6', til en forgreningsledning 6a som føres gjennom varmeveksleren 3. Etter varmeveksleren 3 vil gassen gå inn i en ytterligere gassledning 6b. Part of the compressed gas is branched off from the line 6', to a branch line 6a which is passed through the heat exchanger 3. After the heat exchanger 3, the gas will enter a further gas line 6b.
Varmeveksleren 3 vil kunne bli konfigurert slik at den er medstrøms eller motstrøms, og dette vil ikke ha noen følger for den foreliggende oppfinnelsen. Den tørre gassen 6' som ikke er forgrenet av til varmeveksleren 3 vil kunne transporteres for seg selv. The heat exchanger 3 will be able to be configured so that it is cocurrent or countercurrent, and this will have no consequences for the present invention. The dry gas 6' which is not branched off to the heat exchanger 3 will be able to be transported by itself.
Varmeveksleren 3 vil fortrinnsvis ha en kontinuerlig innmating av varm gass. Dermed, når det kalde fluidet kommer inn i varmeveksleren 3 vil det der finne det varme fluidet. Følgelig vil varmeveksling finne sted mellom den varme brønnstrømmen og det kalde fluidet. Alternativt vil ledningen 6a kunne ha en ventil (ikke vist) som kan justeres for å forsyne veksleren 3 med en strøm av varmt fluid tilpasset for oppvarmingskravene for å bringe væsketemperaturen fra separatoren 1 til det optimale nivået. The heat exchanger 3 will preferably have a continuous supply of hot gas. Thus, when the cold fluid enters the heat exchanger 3, it will find the hot fluid there. Consequently, heat exchange will take place between the hot well flow and the cold fluid. Alternatively, the line 6a could have a valve (not shown) which can be adjusted to supply the exchanger 3 with a flow of hot fluid adapted to the heating requirements to bring the liquid temperature from the separator 1 to the optimum level.
Selv om bare én varmeveksler 3 er vist, vil det kunne være en flerhet med slike varmevekslere plassert nedstrøms for separatoren, som alle på samme vis har en kontinuerlig innmating av varm brønnstrøm. Videre vil det dessuten kunne være en flerhet av separatorer 1, og alle virker på den samme måten. Although only one heat exchanger 3 is shown, there could be a plurality of such heat exchangers located downstream of the separator, all of which have a continuous supply of hot well flow in the same way. Furthermore, there could also be a plurality of separators 1, and they all work in the same way.
Temperaturen på det kalde fluidet blir dermed øket til et ønskelig nivå. Således vil den væsken 3b som går ut fra varmeveksleren 3 ha en ønskelig temperatur, slik som vil bli eksemplifisert fra nå av, som forhindrer dannelse av voks eller hydrater eller andre utfellinger. Denne væsken 3b blir nå transportert til hovedrørledningen for videre transport (ikke vist i detalj). The temperature of the cold fluid is thus increased to a desirable level. Thus, the liquid 3b which exits the heat exchanger 3 will have a desirable temperature, as will be exemplified from now on, which prevents the formation of wax or hydrates or other precipitates. This liquid 3b is now transported to the main pipeline for further transport (not shown in detail).
Den gassen som går ut fra varmeveksleren 3 gjennom ledning 6b har en lavere temperatur sammenlignet med den varme gassen 6'. Temperaturen vil kunne være sammenlignbar med den brønnstrømmen som kommer inn i separatoren 1 gjennom ledning 4'. The gas that leaves the heat exchanger 3 through line 6b has a lower temperature compared to the hot gas 6'. The temperature will be comparable to the well flow that enters the separator 1 through line 4'.
Den gassen som går ut fra varmeveksleren 3 gjennom ledning 6b vil kunne resirkuleres tilbake til kompressoren 5 eller til gassledningen 6' nedstrøms for forgreningsledningen 6a. The gas that leaves the heat exchanger 3 through line 6b can be recycled back to the compressor 5 or to the gas line 6' downstream of the branch line 6a.
Alternativt vil den kunne resirkuleres tilbake til separatoren 1 ved kople opp ledning 6b til ledning 4' nedstrøms for innløpskjøleren 2. Videre alternativt, denne gassen som strømmer gjennom ledning 6b vil kunne være blandet med den varme brønnstrømmen 4 ved ledning 4a'. Dette avhenger av den ønskelige returtemperaturen eller andre prosesstrategier. Alternatively, it could be recycled back to the separator 1 by connecting line 6b to line 4' downstream of the inlet cooler 2. Alternatively, this gas flowing through line 6b could be mixed with the hot well flow 4 at line 4a'. This depends on the desired return temperature or other process strategies.
Den foreliggende oppfinnelsen gir dermed forslag til systemkonfigurasjoner for å tillate varmeoverføring mellom den varme brønnstrømmen og den kalde væsken, fortrinnsvis kondensat eller olje-vann strøm. The present invention thus provides suggestions for system configurations to allow heat transfer between the hot well flow and the cold fluid, preferably condensate or oil-water flow.
Varmeoverføringen finner sted i en varmeveksler 3 hvor den komprimerte gassen er det varme fluidet og strømmer inn i varmeveksleren 3 gjennom ledningen 6a. Den kalde væsken 3a strømmer også inn i varmeveksleren 3. Gassen strømmer ut fra varmeveksleren gjennom ledning 6b, med en lavere temperatur enn dens innløpstemperatur, og væsken 3b strømmer ut med en høyere temperatur enn dens innløpstemperatur. The heat transfer takes place in a heat exchanger 3 where the compressed gas is the hot fluid and flows into the heat exchanger 3 through the line 6a. The cold liquid 3a also flows into the heat exchanger 3. The gas flows out of the heat exchanger through line 6b, with a lower temperature than its inlet temperature, and the liquid 3b flows out with a higher temperature than its inlet temperature.
Trykkfall blir sikret for sirkulasjon av gassen gjennom ledning 6b. Et eksisterende trykkfall vil kunne brukes, slik som injeksjon av gassledningen 6b nedstrøms for innløpskjøleren 2. Dersom dette ikke er tilstrekkelig, vil et ytterligere trykkfall bli dannet i systemet ved hjelp av midler som i og for seg er kjent for fagfolk på området. Pressure drop is ensured for circulation of the gas through line 6b. An existing pressure drop will be able to be used, such as injection of the gas line 6b downstream of the inlet cooler 2. If this is not sufficient, a further pressure drop will be created in the system using means that are known in and of themselves to professionals in the field.
Dermed vil den foreliggende oppfinnelsen, kombinert med standard rørledningsisolasjon, gjøre det mulig å eksportere gass og/eller kondensat gjennom lange rørledninger med en tilstrekkelig driftstemperatur for å unngå dannelse av uønskede utfellinger under transport over meget lange avstander. Den ideelle driftstemperaturen er avhengig av lengden på rørledningen og varmetap per enhetslengde under passasjen. Thus, the present invention, combined with standard pipeline insulation, will make it possible to export gas and/or condensate through long pipelines with a sufficient operating temperature to avoid the formation of unwanted deposits during transport over very long distances. The ideal operating temperature depends on the length of the pipeline and the heat loss per unit length during the passage.
Den foreliggende oppfinnelsen oppnår målet av en hovedsakelig utfellingsfri transport av hydrokarboner over meget lange avstander gjennom en rørledning, ved å anvende effektiv veksling av varme mellom de strømbare hydrokarbonene som skal transporteres og den varme brønnstrømmen. The present invention achieves the goal of an essentially precipitation-free transport of hydrocarbons over very long distances through a pipeline, by using efficient exchange of heat between the flowable hydrocarbons to be transported and the hot well flow.
Tabell 1 nedenfor viser resultater, som kan tjene som eksempler, for et tilfelle av undervanns prosessering og kompresjonsstasjon hvor kondensat-WATen (temperatur for vokstilsynekomst) er 34 °C. Kondensatets eksportledning er 8 tommer i diameter og mer enn 100 km i lengde. Den sjøvannstemperaturen som er benyttet for å beregne varmetapet i rørledningen er 5 °C. eksporttemperaturen på kondensatet være 92 °C istedenfor 15 °C. Dermed vil kondensatets rørledning operere over WAT-tilstanden over en vesentlig lengde av eksportrørledningen. Dette er fullkomment oppnåelig siden kondensatets massestrøm er rundt 10 % av den totale gassens massestrøm. Table 1 below shows results, which can serve as examples, for a case of underwater processing and compression station where the condensate WAT (wax appearance temperature) is 34 °C. The condensate export pipeline is 8 inches in diameter and more than 100 km in length. The seawater temperature used to calculate the heat loss in the pipeline is 5 °C. the export temperature of the condensate is 92 °C instead of 15 °C. Thus, the condensate pipeline will operate above the WAT condition over a significant length of the export pipeline. This is perfectly achievable since the condensate mass flow is around 10% of the total gas mass flow.
Dersom det kalkulerte varmetapet for de transporterte hydrokarbonene er tilstrekkelig høyt til å bringe temperaturen under WAT, vil det være mulig å utstyre den siste delen av transportledningen med DEH for å kunne holde temperaturen tilstrekkelig høy gjennom hele transportavstanden. Behovet for DEH vil imidlertid bli vesentlig mindre enn uten den foreliggende oppfinnelsen. If the calculated heat loss for the transported hydrocarbons is sufficiently high to bring the temperature below WAT, it will be possible to equip the last part of the transport line with DEH to be able to keep the temperature sufficiently high throughout the transport distance. However, the need for DEH will be significantly less than without the present invention.
Ut fra den foregående beskrivelsen, og dessuten ut fra de vedføyde kravene, vil det være opplagt for fagfolk på området at alle mål med den foreliggende oppfinnelsen blir oppnådd. Den foreliggende oppfinnelsen er anvendelig med hensyn til alle transporttyper for strømbare hydrokarboner gjennom et nettverk av rørledninger, slik som klarlagt tidligere. From the preceding description, and also from the appended claims, it will be obvious to those skilled in the art that all objectives of the present invention are achieved. The present invention is applicable with respect to all types of transport for flowable hydrocarbons through a network of pipelines, as explained earlier.
Den foreliggende oppfinnelsen har blitt beskrevet ved referanse til foretrukne The present invention has been described by reference to preferred
utførelsesformer og tegninger kun av hensyn til forståelse, og det bør være klart for fagfolk på området at den foreliggende oppfinnelsen innbefatter alle legitime modifikasjoner innenfor virkeområdet for det som har blitt beskrevet her tidligere og blitt krevet i de vedføyde kravene. embodiments and drawings for purposes of understanding only, and it should be clear to those skilled in the art that the present invention includes all legitimate modifications within the scope of what has been described hereinbefore and claimed in the appended claims.
En alternativ utførelsesform av oppfinnelsen er å bruke sjøvann til å overføre varmen fra den varme gassen til væskekondensatet. En varmeveksler mot sjøvann settes inn i ledning 6' og sjøvannet blir deretter brukt til å varme opp den væsken som strømmer gjennom varmeveksleren 3. En lagringstank 8 for varmt sjøvann vil kunne være plassert i sjøvannsledningen mellom varmeveksleren med den varme gassen og varmeveksleren med den kalde væsken. Fra denne tanken kan varmt sjøvann trekkes til varmeveksleren 3 og bli benyttet til å varme opp væskefasen 3a. Det nå avkjølte sjøvannet som kommer ut fra varmevekseleren 3 vil kunne transporteres til land eller bli sluppet ut til omgivende vann, avhengig av miljøbestemmelsene. An alternative embodiment of the invention is to use seawater to transfer the heat from the hot gas to the liquid condensate. A heat exchanger for seawater is inserted in line 6' and the seawater is then used to heat the liquid that flows through the heat exchanger 3. A storage tank 8 for hot seawater could be placed in the seawater line between the heat exchanger with the hot gas and the heat exchanger with the cold the liquid. From this tank, warm seawater can be drawn to the heat exchanger 3 and be used to heat the liquid phase 3a. The now-cooled seawater that comes out of the heat exchanger 3 will be able to be transported to land or released into the surrounding water, depending on the environmental regulations.
Denne utførelsesformen er egnet for situasjoner hvor varmekravene er varierende. Dersom varmt sjøvann lagres i tanen, kan mer vann trekkes ut fra tanken når væskeproduksjonen fra separatoren er høy. Når væskeproduksjonen er lav, det vil si at mer gass produseres; vil sjøvann bli akkumulert i tanken. This embodiment is suitable for situations where the heating requirements are variable. If warm seawater is stored in the tank, more water can be extracted from the tank when liquid production from the separator is high. When liquid production is low, that is, more gas is produced; seawater will accumulate in the tank.
I dette tilfellet vil det kunne benyttes en varmeveksler slik som er beskrevet i søkerens norske patentsøknad NO 2011 0946, som herved er innlemmet som referanse. De kjølerne som er beskrevet i norske patenter 173890 og 321304, eller i norsk patentsøknad NO 2009 1914 vil også kunne brukes. Disse er også innlemmet herved referanse. In this case, it will be possible to use a heat exchanger as described in the applicant's Norwegian patent application NO 2011 0946, which is hereby incorporated as a reference. The coolers described in Norwegian patents 173890 and 321304, or in Norwegian patent application NO 2009 1914 will also be able to be used. These are also incorporated herein by reference.
Andre kombinasjoner av de utførelsesformene som er beskrevet, og variasjoner av utførelsesformene, er også mulig innenfor den alminnelige kunnskap for fagpersonen på området. Other combinations of the embodiments described, and variations of the embodiments, are also possible within the general knowledge of the person skilled in the field.
Claims (14)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120695A NO335390B1 (en) | 2012-06-14 | 2012-06-14 | Heat exchange from compressed gas |
| PCT/NO2013/050106 WO2013187773A1 (en) | 2012-06-14 | 2013-06-12 | Heat exchange from compressed gas |
| AU2013274973A AU2013274973B2 (en) | 2012-06-14 | 2013-06-12 | Heat exchange from compressed gas |
| BR112014030960A BR112014030960A2 (en) | 2012-06-14 | 2013-06-12 | compressed gas heat exchanger |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120695A NO335390B1 (en) | 2012-06-14 | 2012-06-14 | Heat exchange from compressed gas |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120695A1 NO20120695A1 (en) | 2013-12-16 |
| NO335390B1 true NO335390B1 (en) | 2014-12-08 |
Family
ID=49758502
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120695A NO335390B1 (en) | 2012-06-14 | 2012-06-14 | Heat exchange from compressed gas |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2013274973B2 (en) |
| BR (1) | BR112014030960A2 (en) |
| NO (1) | NO335390B1 (en) |
| WO (1) | WO2013187773A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114658394B (en) * | 2022-03-24 | 2023-07-14 | 河北工业大学 | Underground circulating heat collection system and method for reforming deep abandoned mine |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7261810B2 (en) * | 2002-11-12 | 2007-08-28 | Sinvent As | Method and system for transporting flows of fluid hydrocarbons containing wax, asphaltenes, and/or other precipitating solids |
| WO2008004882A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Norsk Hydro Produksjon A.S. | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3556218A (en) * | 1968-06-27 | 1971-01-19 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
| GB2186283A (en) * | 1986-02-10 | 1987-08-12 | Humphreys & Glasgow Ltd | Treatment of oil |
| NO325930B1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-08-18 | Shell Int Research | Process for processing and separating a multi-phase well flow mixture |
-
2012
- 2012-06-14 NO NO20120695A patent/NO335390B1/en not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-06-12 WO PCT/NO2013/050106 patent/WO2013187773A1/en active Application Filing
- 2013-06-12 BR BR112014030960A patent/BR112014030960A2/en not_active IP Right Cessation
- 2013-06-12 AU AU2013274973A patent/AU2013274973B2/en not_active Ceased
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7261810B2 (en) * | 2002-11-12 | 2007-08-28 | Sinvent As | Method and system for transporting flows of fluid hydrocarbons containing wax, asphaltenes, and/or other precipitating solids |
| WO2008004882A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Norsk Hydro Produksjon A.S. | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR112014030960A2 (en) | 2017-06-27 |
| AU2013274973B2 (en) | 2016-11-10 |
| NO20120695A1 (en) | 2013-12-16 |
| AU2013274973A1 (en) | 2014-12-11 |
| WO2013187773A1 (en) | 2013-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009202054B2 (en) | Subsea Compression System and Method | |
| AU2012253232B2 (en) | Subsea cooling system | |
| AU2008281777B2 (en) | Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream | |
| NO342365B1 (en) | Submarine heat exchanger and temperature control method | |
| JP5624612B2 (en) | Method for producing a mixed gas hydrocarbon component stream and a plurality of liquid hydrocarbon component streams, and apparatus therefor | |
| NO176534B (en) | Method and apparatus for transporting and treating a natural gas | |
| NO325702B1 (en) | System, vessel and method for producing oil and heavier gas fractions from a reservoir below the seabed | |
| NO20140097A1 (en) | Method and system for water dew point subsidence underwater | |
| US20140174122A1 (en) | Natural Gas Liquids Recovery Plant | |
| NO20111091A1 (en) | Cold flow centers and centers | |
| NO335391B1 (en) | Use of well stream heat exchanger for flow protection | |
| CN203694638U (en) | Energy-saving flow system for deepwater gas field development | |
| NO335390B1 (en) | Heat exchange from compressed gas | |
| US7716947B2 (en) | Apparatus and method for condensing hydrocarbons from natural gas | |
| GB2433759A (en) | Subsea compression system and method | |
| NO337623B1 (en) | Separation system that uses heat in compression | |
| EP2568111A1 (en) | Method and system for using heat obtained from a fossil fuel reservoir | |
| NO317861B1 (en) | Method of removing water from gas produced from an underwater well and apparatus for carrying out the same. | |
| CN105176616A (en) | Method for strengthening recovery of liquefied gas from natural gas | |
| CZ20013726A3 (en) | Apparatus for low-temperature gas separation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: AKER SOLUTIONS AS, NO |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |