NO345308B1 - Prosess for regenerering av hydratinhibitor - Google Patents
Prosess for regenerering av hydratinhibitor Download PDFInfo
- Publication number
- NO345308B1 NO345308B1 NO20111157A NO20111157A NO345308B1 NO 345308 B1 NO345308 B1 NO 345308B1 NO 20111157 A NO20111157 A NO 20111157A NO 20111157 A NO20111157 A NO 20111157A NO 345308 B1 NO345308 B1 NO 345308B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- liquid
- distillation tank
- thin
- hydrate inhibitor
- inhibitor
- Prior art date
Links
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 title claims description 137
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 48
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 title description 11
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 title description 11
- 238000004821 distillation Methods 0.000 claims description 104
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 47
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 38
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 21
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 19
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 19
- 239000012535 impurity Substances 0.000 claims description 11
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical group OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims description 10
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 37
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 22
- GAPFINWZKMCSBG-UHFFFAOYSA-N 2-(2-sulfanylethyl)guanidine Chemical compound NC(=N)NCCS GAPFINWZKMCSBG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 16
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 13
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 10
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 7
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 4
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 4
- QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N Acetic acid Chemical compound CC(O)=O QTBSBXVTEAMEQO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 3
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 3
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Substances [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- 238000001577 simple distillation Methods 0.000 description 3
- ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N triethylene glycol Chemical compound OCCOCCOCCO ZIBGPFATKBEMQZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N Butyric acid Chemical compound CCCC(O)=O FERIUCNNQQJTOY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 bisulfide ions Chemical class 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N methanoic acid Natural products OC=O BDAGIHXWWSANSR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 2
- 235000005985 organic acids Nutrition 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 2
- OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 4-(3-methoxyphenyl)aniline Chemical compound COC1=CC=CC(C=2C=CC(N)=CC=2)=C1 OSWFIVFLDKOXQC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000094111 Parthenolecanium persicae Species 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L Sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000007933 aliphatic carboxylic acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 description 1
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 238000005119 centrifugation Methods 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 125000000753 cycloalkyl group Chemical group 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N dimethylselenoniopropionate Natural products CCC(O)=O XBDQKXXYIPTUBI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L ferrous carbonate Chemical compound [Fe+2].[O-]C([O-])=O RAQDACVRFCEPDA-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 description 1
- 238000005194 fractionation Methods 0.000 description 1
- 125000003827 glycol group Chemical group 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 1
- UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N iron oxide Inorganic materials [Fe]=O UQSXHKLRYXJYBZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000013980 iron oxide Nutrition 0.000 description 1
- VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N iron(2+);oxygen(2-) Chemical class [O-2].[Fe+2] VBMVTYDPPZVILR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L manganese(2+);methyl n-[[2-(methoxycarbonylcarbamothioylamino)phenyl]carbamothioyl]carbamate;n-[2-(sulfidocarbothioylamino)ethyl]carbamodithioate Chemical compound [Mn+2].[S-]C(=S)NCCNC([S-])=S.COC(=O)NC(=S)NC1=CC=CC=C1NC(=S)NC(=O)OC WPBNNNQJVZRUHP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- DUWWHGPELOTTOE-UHFFFAOYSA-N n-(5-chloro-2,4-dimethoxyphenyl)-3-oxobutanamide Chemical compound COC1=CC(OC)=C(NC(=O)CC(C)=O)C=C1Cl DUWWHGPELOTTOE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 235000019260 propionic acid Nutrition 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001172 regenerating effect Effects 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052712 strontium Inorganic materials 0.000 description 1
- CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N strontium atom Chemical compound [Sr] CIOAGBVUUVVLOB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005292 vacuum distillation Methods 0.000 description 1
- 239000003039 volatile agent Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D3/00—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping
- B01D3/02—Distillation or related exchange processes in which liquids are contacted with gaseous media, e.g. stripping in boilers or stills
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C07—ORGANIC CHEMISTRY
- C07C—ACYCLIC OR CARBOCYCLIC COMPOUNDS
- C07C29/00—Preparation of compounds having hydroxy or O-metal groups bound to a carbon atom not belonging to a six-membered aromatic ring
- C07C29/74—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation
- C07C29/76—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation by physical treatment
- C07C29/80—Separation; Purification; Use of additives, e.g. for stabilisation by physical treatment by distillation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K2208/00—Aspects relating to compositions of drilling or well treatment fluids
- C09K2208/22—Hydrates inhibition by using well treatment fluids containing inhibitors of hydrate formers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Denne oppfinnelsen gjelder en prosess for regenerering av flytende hydratinhibitorer og apparat for bruk deri.
Når uprosesserte eller delvis prosesserte hydrokarboner transporteres i en rørledning, for eksempel fra et brønnhode, kan det være vann til stede i hydrokarbonstrømmen. Dersom temperaturen i rørledningen er lav og trykket er høyt, kan systemet gå inn i hydratområdet hvor gasshydrater dannes. Ved 100 bara kan temperaturen for hydratdannelse være så høy som 20 ºC. Ved 400 bara kan temperaturen for hydratdannelse være så høy som 30 ºC. Gasshydrater er faststoffer og oppfører seg som is, og kan tette igjen rørledningen dersom de dannes i store mengder. Hydrater kan også tette igjen eller forårsake funksjonsfeil i andre enheter, så som ventiler, strupeventiler, separatorer, varmevekslere, osv.
Det finnes flere fremgangsmåter som kan anvendes for å unngå hydratdannelse, men i lange rørledninger, spesielt undersjøiske rørledninger, er den mest vanlige fremgangsmåten å tilsette en flytende hydratinhibitor som senker den maksimale hydratdannelsestemperaturen under driftstemperaturen. En rekke alkoholer, glykoler, aminer og salter har blitt brukt som inhibitorer og valget av hvilken inhibitor som skal brukes avhenger av flere faktorer. Den mest vanlige fremgangsmåten for å unngå hydratdannelse i rørledninger er imidlertid å injisere en alkohol så som metanol eller etanol eller en glykol så som monoetylenglykol (1, 2-etanediol eller MEG). Dette er flytende inhibitorer som er fullstendig blandbare med vann. En betydelig forskjell mellom alkoholer og glykoler ligger i kokepunktene og damptrykkene deres. Både metanol og etanol har et kokepunkt under 100 ºC, mens MEG, dietylenglykol (DEG) og trietylenglykol (TEG) har kokepunkter vel over 100 ºC. MEG, den mest vanlig brukte glykolen, har et kokepunkt på 198 ºC. Som et resultat har glykolene et mye lavere damptrykk enn de lavere alkoholene og det vil være mindre glykol til stede i gassfasen. For lange gassrørledninger vil tapet av metanol og etanol til gassfasen være vesentlig og det er nødvendig å injisere et overskudd av alkoholinhibitor for å beholde en tilfredsstillende konsentrasjon i vannfasen. For gassfelter hvor gassmengden er meget høy i forhold til vannmengden i hydrokarbonstrømmen, er glykoler, og spesielt MEG, ofte de foretrukne inhibitorer.
Inhibitorkonsentrasjonen varierer etter den spesifikke utvalgte inhibitor og hvor mye av den som kreves for å senke hydratdannelsestemperaturen under rørledningstemperaturen. Typisk vil inhibitoren være til stede som omkring 30–75 vektprosent av vannfasen. Mengden inhibitor som må injiseres er således avhengig av hydrokarbonets vanninnhold og ettersom den påkrevde inhibitorinjeksjonsraten kan være flere hundre kubikkmeter per dag, er det av økonomiske, logistikk- og miljøhensyn nødvendig å utvinne og resirkulere inhibitoren.
Vannfasen i en hydrokarbonrørledning kan være en sammensatt sammensetning. Hovedkomponentene er vann og hydratinhibitoren. Det vil naturligvis også være oppløste hydrokarboner og komponenter fra gassen/kondensatet. Ettersom de fleste hydrokarboner har lav løselighet, er de oppløste komponentene hovedsakelig karbondioksid og lette hydrokarboner. Innholdet av enkelte hydrokarboner, spesielt polare, aromatiske og sykliske hydrokarboner, kan bli ganske høyt på grunn av inhibitorens tilstedeværelse. Dersom gassfasen inneholder hydrogensulfid, vil noe av dette fordeles inn i vannfasen. Oppløst karbondioksid og hydrogensulfid resulterer i tilstedeværelse av bikarbonat-, karbonat- og bisulfidioner .
På grunn av korrosjon, vil vannfasen også inneholde enkelte korrosjonsprodukter, hovedsakelig jernioner og faststoffer som jernkarbonat, jernoksider, osv. Korrosjonsprosessen vil som regel også frigjøre spor av andre komponenter fra rørledningens metallegering, for eksempel krom, kobber, mangan, nikkel, osv.
Normalt vil hydrokarbonstrømmen i rørledningen også inneholde noe vann fra det underjordiske hydrokarbonreservoaret, normalt kalt formasjonsvann. Dette formasjonsvannet inneholder forskjellige oppløste ioner, spesielt natrium-, klorid-, kalium-, magnesium-, kalsium-, barium-, strontium-, jern-, sulfationer, osv. Vannfasen inneholder ofte også oppløste organiske syrer, hovedsakelig eddiksyre; det er imidlertid også vanlig å finne kortkjedede alifatiske karbonsyrer så som maursyre, propansyre og smørsyre.
Vannfasen i rørledningen kan også inneholde forskjellige kjemikalier brukt i produksjons- og transportprosessen, så som korrosjons- og kjelsteinsinhibitorer, pH-stabilisatorer, borevæsker og rørledningskonserveringsvæsker.
Den vandige inhibitorfasen som kommer ut av rørledningen kalles "rik" fordi den er rik på vann. Den gjenvinnede flytende inhibitoren kalles "tynn" fordi vanninnholdet i denne er lavere. Tynne flytende hydratinhibitorer har som regel et hydratinhibitorinnhold på 75–100 vektprosent, typisk omkring 90 vektprosent. Den rike flytende hydratinhibitoren inneholder som regel omkring 30–75 vektprosent av hydratinhibitoren.
WO 00/76624 A2 beskriver en prosess for utvinning av behandlingsvæsker, som gassbehandlingsvæsker. En tilførselsblanding som inneholder behandlingsvæske, vann og eventuelt tilleggskomponenter som er mer flyktige enn prosessvæsken og komponenter som er mindre flyktige enn prosessvæsken, oppvarmes opprinnelig i en første oppvarmingssone til en temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe minst noe av vannet og en del av behandlingsvæsken uten å dekomponere behandlingsvæsken for å produsere en dampstrøm som inneholder volatilisert vann og prosessvæske og en rest som inneholder hoveddelen av behandlingsvæsken og mindre flyktig komponent. Dampstrømmen blir separert fra resten og behandlet for å produsere resirkulerende vannstrømmer, renset prosessvæske og lave og høye kokende væskefraksjoner utvunnet fra den rensede prosessvæsken.
WO 98/48920 A1 beskriver likeledes en prosess for utvinning av behandlingsvæsker, så som gassbehandlingsvæsker.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører gjenvinning for gjenbruk av tynne flytende hydratinhibitorer, hvor hydratinhibitoren har et kokepunkt som er høyere enn for vann, for eksempel hvor hydratinhibitoren er en glykol så som MEG, DEG eller TEG. Oppfinnelsen vedrører spesielt gjenvinning av tynn MEG.
Gjenvinningsprosessen vedrører primært fjerning av vann fra den rike flytende hydratinhibitoren. I prinsippet kan dette oppnås gjennom en enkel destillering. Dette kan utføres for MEG for eksempel ved omkring 140–150 ºC og 1,1–1,3 bara. Vanndamp trekkes av og den tynne hydratinhibitoren trekkes av som en væske. Den korrekte hydratinhibitorkonsentrasjonen i den fjernede væskestrømmen kan oppnås ved å tilpasse temperaturen eller trykket i kokeren. Under normal drift, med denne enkle destilleringen av rik MEG, er MEGkonsentrasjonen i topproduktet, det vil si vannet, som regel godt under 500 ppm, enkelte ganger så lav som 50–200 ppm.
Denne enkle destilleringsprosessen kalles normalt "regenerering".
Regenereringsprosessen er av og til utilstrekkelig ettersom den kun fjerner vann og oppløste flyktige stoffer fra den flytende hydratinhibitoren. Den fjerner ikke oppløste urenheter som salter og andre forbindelser med høye kokepunkter. For å rense den flytende hydratinhibitoren for slike urenheter, er det nødvendig å utføre en ytterligere destillering hvor den flytende hydratinhibitoren trekkes ut i gassfasen. Dette gjøres normalt ved bruk av en destilleringstank som opererer ved redusert trykk, for eksempel en flash-separator eller gjenvinningsenhet (reclaimer).
Flash-separatorer opererer normalt ved et trykk på 0,15 til 0,3 bara og ved dette trykket kan MEG kokes av ved 120–135 °C.
Denne vakuumdestilleringen av hydratinhibitoren kalles en gjenvinningsprosess. Når hydratinhibitortilførselen til gjenvinningsenheten inneholder salter, vil saltkonsentrasjonen i væsken i gjenvinningsenheten øke og på ett eller annet tidspunkt vil saltene begynne å felles ut. Utfelte salter fjernes som regel ved å ta bort væsken fra gjenvinningsenheten, fjerne faststoffer og tilbakeføre væsken til gjenvinningsenheten. Faststoffene kan for eksempel fjernes ved filtrering, bunnfelling eller sentrifugering.
Der hvor den totale strømmen av rik inhibitor er gjenstand for gjenvinning og vannet og inhibitorens topprodukt er gjenstand for regenerering, kalles utvinningsprosessen ofte en fullstendig gjenvinning og det tynne inhibitorproduktet er i høy grad fritt for salter og andre ikke-flyktige stoffer. I de tidlige driftsstadiene av et hydrokarbonfelt er det imidlertid som regel svært lite salt i den rike inhibitoren og salthinnholdet kan riktignok også holdes nede ved å fjerne enhver flytende vannfase fra det flytende hydrokarbonet før inhibitoren tilsettes. Følgelig er det i enkelte situasjoner mulig å utvinne inhibitoren uten gjenvinning eller med gjenvinning av kun en del av inhibitorstrømmen, oppstrøms eller nedstrøms for regeneratoren. Slik delvis gjenvinning kan redusere inhibitorens utvinningskostnader, for eksempel ved å redusere energibehovet eller ved å redusere mengden av produksjonskjemikalier (f.eks. kjelsteins- og korrosjonsinhibitorer, pH-stabilisatorer, osv.) som må tilsettes den utvunne tynne hydratinhibitoren før gjenbruk av denne.
Ikke desto mindre byr både regenerering med nedstrømsgjennvinning og regenerering med oppstrømsgjenvinning på ulemper, og den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot å redusere disse ulempene. Således har vi funnet at nytteeffekt ved gjenvinning av flytende hydratinhibitor for resirkulering kan oppnås dersom gjenvinningsprosessen omfatter to seriekoblede destilleringer med en tynn inhibitor som fjernes som bunnprodukt av hver destillering. Den første destilleringens tynne bunnprodukter en "saltholdig" inhibitor, mens den andre destilleringens bunnprodukt er fri for ikke-flyktige urenheter. Denne "rene" tynne inhibitoren kan gjenbrukes som sådan. Den "saltholdige" tynne inhibitoren kan kreve noe fortynning med ren tynn inhibitor eller den kan bli gjenstand for en nedstrømsgjenvinning.
I forhold til standard regenerering med nedstrømsgjenvinning, kan oppfinnelsens prosess redusere nedstrømsgjenvinningsenhetens størrelse og energiforbruk betydelig, for eksempel med omkring 25 %. I forhold til standard regenerering med oppstrømsgjenvinning, kan ren tynn hydratinhibitor produseres uten å måtte tilføre regenereringsenheten med ren rik hydratinhibitor. Således kan et egnet resirkulerbart produkt produseres på en mer økonomisk og fleksibel måte.
Således, sett fra ett aspekt, tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen en prosess for produksjon av en tynn hydratinhibitorsammensetning fra en rik flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter og en gjenbrukbar saltholdig, tynn hydratinhibitorsammensetning hvor den flytende hydratinhibitoren har et høyere kokepunkt enn vann, hvor prosessen omfatter:
(a) tilførsel av den rike, flytende hydratinhibitorsammensetningen i en første destilleringstank;
(b) uttrekking av en vann- og inhibitorinneholdende damp fra den første destilleringstanken og tilførsel av denne til en andre destilleringstank;
(c) uttrekking av vanndamp fra den andre destilleringstanken;
(d) uttrekking av den tynne hydratinhibitorsammensetningen som er fri for ikke-fluktige urenheter fra den andre destilleringstanken i væskeform; (e) uttrekking av den tynne saltholdige hydratinhibitorsammensetning fra den første destilleringstanken i væskeform;
karakterisert ved at prosessen yterligere omfatter:
(f) uttrekking av væske fra den første destilleringstanken og fjerning av faststoffer derfra;
hvori uttrekkingen i trinn (e) og (f) kan være av en enkelt væskestrøm og hvori hele den saltholdige strømmen som trekkes ut av den første destilleringstanken i trinn (e) ikke resirkuleres inn i den første destilleringstanken.
Den porsjonen med tynn hydratinhibitorsammensetning som ikke resirkuleres i den første destilleringstanken kan være hele strømmen som trekkes ut fra den første destilleringstanken dersom trinn (e) og (f) er av en enkelt væskestrøm, eller hele strømmen som trekkes ut i trinn (e) dersom trinn (e) og (f) involverer uttrekking av to separate strømmer. Således kan man oppnå en gjenbrukbar "saltholdig", tynn hydratinhibitorsammensetning fra den første destilleringstanken i tillegg til den gjenbrukbare "saltfrie", tynne hydratinhibitorblandingen fra den andre destilleringstanken.
Med "destilleringstank" menes heri en tank som en væskefasestrøm og en gassfasestrøm trekkes ut fra. Selv om gassfasen kan være gjenstand for tilbakestrøm, er dette ikke påkrevd og vil som regel ikke bli gjort i den første destilleringstanken.
I oppfinnelsens prosess vil tilstrekkelig varme til å fremkalle væsken i den første destilleringstanken som regel innføres inni denne tanken og/eller inn i væske i en resirkuleringssløyfe på utsiden av denne tanken. Oppvarmingen kan skje ved hjelp av en varmer, f.eks. en koker, for eksempel i form av en varmesløyfe som varmes opp elektrisk eller med et oppvarmet fluid, eller alternativt og fortrinnsvis vil mye, hvis ikke det meste av oppvarmingen skje ved hjelp av varmeveksling, f.eks. ved bruk av en varmeveksler plassert på utsiden av tanken, med et varmere fluid fra et annet trinn i prosessen eller fra en annen prosess. Spesielt er det foretrukket at væske som fjernes fra den første destilleringstanken i trinn (e) og/eller (f) eller i en separat uttrekks- og tilbakeføringssløyfe brukes til å varme tilførselsstrømmen med rik hydratinhibitorsammensetning. Den rike hydratinhibitortilførselsstrømmen kan også injiseres i tilbakeføringsstrømmen til destilleringstanken oppstrøms, eller mer foretrukket nedstrøms, for enheten for fjerning av faststoffer brukt i trinn (f) og/eller oppstrøms eller nedstrøms for en ekstern varmeveksler dersom det finnes en slik.
Den første destilleringstanken kan således med fordel være en kokerenhet.
I oppfinnelsens prosess er den tynne flytende inhibitorblandingen som trekkes ut i trinn (e) fortrinnsvis væske som trekkes ut nedstrøms for fjerningen av faste stoffer i trinn (f). Dersom den trekkes ut oppstrøms for fjerningen av faste stoffer i trinn (f), eller dersom den fjernes i en separat væskestrøm, kan det være nødvendig å utføre et ytterligere prosesstrinn med fjerning av faststoffer fra denne saltholdige tynne, flytende hydratinhibitorsammensetningen.
I oppfinnelsens prosess er det foretrukket at minst deler av væsken som trekkes ut i trinn (f) tilbakeføres til den første destilleringstanken etter trinnet med fjerning av faststoffer.
Sammensetningen av den tynne hydratinhibitorsammensetningen som trekkes ut av den første destilleringstanken for gjenbruk vil være en funksjon av tankens trykk og temperatur. Trykket vil som regel være 0,7 til 2,0 bara, spesielt 1,0 til 1,5 bara. Temperaturen vil som regel være mellom vannets og inhibitorens kokepunkt. Trykket vil som regel holdes så lavt som mulig, typisk omkring 1,1– 1,4 bara. For MEG, dersom trykket er 1,25 bara og det tynne MEG-produktet skal være 90 vektprosent MEG, vil temperaturen i destilleringstanken som regel være omkring 147 °C. Under disse forholdene vil dampen som forlater den første destilleringstanken inneholde omkring 29 vektprosent MEG som vil kondensere i den andre destilleringstanken for å produsere saltfri tynn MEG som den andre destilleringstankens bunnprodukt.
Den relative mengden av hver type tynn, flytende hydratinhibitorsammensetning som produseres vil være en funksjon av inhibitorkonsentrasjonen i den rike tilførselen. Når inhibitorkonsentrasjonen i tilførselen reduseres, kan mer av den tynne inhibitoren tas ut fra den andre destilleringstanken som saltfri, tynn inhibitor. Således, dersom den rike tilførselen inneholder omkring 60 vektprosent MEG, kan for eksempel omkring 25 % av den tynne MEG-en være saltfri.
Den andre destilleringskolonnen kan være en standard destilleringskolonne med en koker. Igjen kan enhver egnet form for koker brukes, f.eks. en intern varmesløyfe eller en ekstern varmeveksler med en resirkuleringssløyfe. Dersom top--produktets vanndamp er kondensert, kan destilleringen kontrolleres ved tilbakestrøm av vann fra kondensasjonsenheten og varmeinntak fra kokeren for på den måten å få vannet ut fra toppen og tynn inhibitor fra bunnen. Ikkekondenserbare stoffer kan ventileres, for eksempel til et system for flyktige organiske forbindelser (VOC) eller et fakkelsystem. Vann som ikke brukes til tilbakestrøm kan sendes til vannbehandling og avfallshåndtering eller til bruk andre steder i prosessen.
Det er mulig å drive den andre destilleringstanken uten fraksjoneringskoker; dette gir imidlertid et svært smalt operasjonsvindu og er ikke å foretrekke. Ved å introdusere en liten kokerenhet økes kolonnens operasjonsvindu og reguleringsmargin betraktelig.
Apparatet som brukes i oppfinnelsens prosess har enkelte likhetstrekk med en standard, fullstendig gjenvinningsenhet. Den første destilleringstanken trenger imidlertid ikke å drives under vakuum og en tynn inhibitorstrøm trekkes ut fra den som et bunnprodukt for gjenbruk. Oppfinnelsens prosess produserer, som beskrevet, to tynne inhibitorprodukter, et saltfritt og et saltholdig. Denne delingen i to gjenvunnede inhibitorprodukter har flere viktige fordeler. Spesielt kan de saltfrie og saltholdige, tynne inhibitorproduktene blandes enten helt eller i forskjellig grad for å produsere forskjellige tynne inhibitorprodukter. Dette kan være en stor fordel når en tynn inhibitor skal injiseres i forskjellige brønner eller strømningsrør som krever forskjellig konsentrasjon av pH-stabilisator. Det saltfrie, tynne inhibitorproduktet kan også brukes andre steder i prosessanlegget hvor saltfri, tynn hydratinhibitor trengs. På denne måten kan behovet for separate hydratinhibitorsystemer reduseres eller unngås og logistikken ved hydratinhibitorhåndtering kan forenkles.
Lange rørledninger er normalt lagd av karbonstål, og i kontakt med vann vil korrosjon forekomme. Korrosjonsraten og korrosjonstypen avhenger av vannfasens temperatur og sammensetning, det vil si pH, saltkonsentrasjon, karbondioksidog hydrogensulfidkonsentrasjon, osv. To vanlige fremgangsmåter for å unngå korrosjon er å tilsette en korrosjonsinhibitor eller å øke pH-verdien ved å tilsette et etsende salt, en pH-stabilisator, til inhibitoren før den injiseres.
En ytterligere fordel med oppfinnelsen er at, som nevnt ovenfor, enhver nedstrøms gjenvinningsenhet kan være betydelig mindre og således mindre energikrevende enn i et standardsystem.
Ved å øke temperaturen i den første destilleringstanken, økes inhibitorkonsentrasjonen i denne tankens bunnprodukt. Dessuten vil mer inhibitor gå med vanndampen til den andre destillasjonstanken og således vil en større del av det totale tynne inhibitorproduktet være ren, tynn inhibitor. Således, for en enhet som prosesserer rik 60 vektprosent MEG ved et trykk på 1,25 bara, vil for eksempel proporsjonen av produsert saltfri MEG være omkring 24 % dersom temperaturen er 147 ºC. Dersom temperaturen økes til 155 ºC, øker denne proporsjonen til omkring 41 %.
Ettersom mer av den tynne inhibitoren produseres som saltfri, tynn inhibitor, vil saltkonsentrasjonen i den saltholdige, tynne inhibitoren øke. Således må en mindre mengde saltholdig, tynn inhitor prosesseres for å fjerne samme mengde salt. Ved å konsentrere saltet i den første destilleringstanken, reduseres størrelsen av enhver nedstrøms gjennvinningsenhet.
Dersom temperaturen i den første destilleringstanken økes ytterligere, for eksempel til omkring 170 °C i tilfellet med tilførsel av 60 vektprosent rik MEG og 1,25 bara, vil i det vesentlige all inhibitor fordampe og den første destilleringstanken vil fungere som en gjenvinningsenhet. Utfelte faststoffer kan deretter fjernes konvensjonelt. I denne driftsmodusen vil lite eller ingen saltholdig, tynn inhibitor trekkes ut for gjenbruk som et bunnprodukt fra den første destilleringstanken. Dersom det er ønskelig, kan apparatet veksle mellom perioder med drift i denne modus og perioder med drift i gjenvinningsmodus.
Apparatet som brukes til inhibitorgjenvinning i følge oppfinnelsen kan involvere en separat første destilleringstank oppstrøms for en separat andre destilleringstank. Det er imidlertid mulig å ha én eller flere, fortrinnsvis flere, første destilleringstanker som fører til én eller flere, fortrinnsvis én, andre destilleringstank. Det er spesielt foretrukket å ha flere første destilleringstanker som tilfører damp til en separat andre destilleringstank. I så fall kan enkelte av de første destilleringstankene kjøres som regeneratorer og enkelte som gjenvinningsenheter. Det vil være et svært robust og fleksibelt alternativ å ha 3 første destilleringstanker (f.eks. med 50 % kapasitet hver) og én andre destilleringstank med 100 % kapasitet, f.eks. 3 kokere og en destilleringskolonne, ettersom de fleste prosessforstyrrelsene som kan opptre, sannsynligvis opptrer i kokerne. Med dette alternativet, vil det ikke være nødvendig å ha reservesirkuleringspumper og varmevekslere på hver fraksjoneringskoker ettersom man vil ha en reservekoker.
En vanlig tommelfingerregel under regenerering av MEG er at MEG-en ikke skal varmes til over 165 °C for å unngå nedbrytning til forskjellige organiske syrer og andre forbindelser. Ettersom nedbrytningsreaksjonen som danner syrer er en oksidering, kan den unngås ved å fjerne oksygen fra tilførselen og apparatet. Et av de største problemene med dagens gjenvinningsenheter er imidlertid at de arbeider under vakuum og det vil som regel bli en liten luftlekkasje inn i gjenvinningsenheten. Ved å anvende oppfinnelsens prosess, kan behovet for å drive under vakuum unngås.
Forbedringer som er utført med prosessen i følge oppfinnelsen sammenlignet med tradisjonelle prosesser, inkluderer følgende:
(i) ettersom det ikke er saltholdig rik inhibitor i destilleringskolonnen, unngås saltutfelling og kjelsteinsdannelse i destilleringskolonnen og kolonnepakningen,
(ii) den første destilleringstanken kan helt enkelt være en koker utformet, på lik linje med en gjenvinningsenhet, til å håndtere eventuelle faststoffer, (iii) destilleringskolonnens tilbakestrøm sendes normalt tilbake til kokeren, men med oppfinnelsens prosess er det mulig å produsere saltfri, tynn inhibitor uten en avsaltingsenhet,
(iv) ved å introdusere en liten koker inn i den andre destilleringstankens destilleringskolonne kan tilbakestrømsgraden økes for å redusere inhibitorkonsentrasjonen i det høytliggende vannet, og det er mulig å oppnå en reguleringsmargin nær 100 % ved å ikke drenere inhibitoren og ved å kjøre 100 % tilbakestrøm. Destilleringskolonnen kan holdes i drift uten tilførsel fra fraksjoneringskokeren,
(v) oppfinnelsens prosess gir to tynne inhibitorprodukter, et saltfritt og et saltholdig. Dette kan være en fordel dersom saltfri inhibitor skal brukes til andre formål. Dessuten kan andelen saltfri, tynn inhibitor økes eller reduseres etter ønske,
(vi) sammenlignet med tradisjonelle utforminger, er strømmen av saltholdig, tynn inhibitor mer saltholdig, men mindre. Dette innebærer at enhver nedstrøms avsaltingsenhet også vil være mindre,
(vii) ved å øke temperaturen i den første destilleringstanken, kan mer av den tynne inhibitoren produseres som saltfri, tynn inhibitor fra den andre destilleringstanken. Den saltholdige, tynne inhibitoren fra den første destilleringstanken vil ha en høyere inhibitorkonsentrasjon, skjønt med en høyere saltkonsentrasjon. Dersom den saltholdige, tynne inhibitoren fra den første destilleringstanken deretter er gjenstand for nedstrømsgjenvinning, kan nedstrømsgjennvinningsenheten være langt mindre enn normalt,
(viii) ved å øke temperaturen i den første destilleringstanken, kan den forandres fra å operere som en regenerator til å operere som en gjenvinningsenhet. Ved å kjøre i gjenvinningsmodus med jevne mellomrom, kan salt fjernes og behovet for en nedstrøms gjennvinningsenhet kan unngås, og
(ix) ved å kjøre destilleringstankene med et trykk nært atmosfæretrykk, fortrinnsvis litt over atmosfæretrykk, kan enhetene være betydelig mindre og lettere (sammenlignet med konvensjonelle systemer for fullstendig gjenvinning) og luftlekkasje og oksygenforurensning kan unngås. Dessuten vil den ventilerte gassen være oksykenfri og kan dermed ventileres til et fakkelsystem.
(x) ved å kjøre en oppstrøms ufullstendig avsaltingsenhet, er det ikke desto mindre mulig å produsere saltfri, tynn hydratinhibitor. Med en konvensjonell regenereringsenhet, ville dette kreve bruk av en saltfri, rik inhibitortilførsel. Slik det er vanlig ved hydratinhibitorgjenvinning, kan strømmen til gjenvinningsapparatet først være gjenstand for olje/vann- og vann/gass-separeringstrinn.
Sett fra et ytterligere aspekt tilveiebringer den foreliggende oppfinnelsen et apparat for gjenvinning av tynn, flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter og en gjenbrukbar saltholdig, tynn hydratinhibitorsammensetning fra en rik, flytende hydratinhibitorsammensetning, hvor apparatet omfatter en første destilleringstank og en andre destilleringstank som er seriekoblet, hvor den første destilleringstanken og den andre destilleringstanken er forbundet med en ledning som tillater overføring av damp fra den første destilleringstanken til den andre destilleringstanken, og hvor den andre destilleringstanken har en åpning for fjerning av den tynne, flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter i væskeform og en åpning for fjerning av vanndamp, karakterisert ved at den første destilleringstanken har en åpning for fjerning uten tilbakeføring av den saltholdige flytende, tynne hydratinhibitorsammensetning og en enhet for fjerning av faststoffer fra væsken deri.
I apparatet i følge oppfinnelsen er den første destilleringstanken fortrinnsvis utstyrt med en uttrekkings- og tilbakeføringssløyfe som inneholder en nevnte fjerningsenhet for faststoffer og som den tynne, flytende hydratinhibitorsammensetningen kan trekkes ut fra, fortrinnsvis nedstrøms for fjerningsenheten for faststoffer.
Oppfinnelsens prosess og apparat vil nå bli ytterligere beskrevet med henvisning til den vedlagte tegningen hvor:
Figur 1 er et skjematisk diagram av et apparat i følge oppfinnelsen.
Med henvisning til figur 1 vises en første destilleringstank 1 i form av en koker med en ekstern varmeveksler 3 og en væskesirkuleringssløyfe tilveiebragt av ledninger 10 til 14. Den første destilleringstanken 1 er forbundet med en andre destilleringstank 4 via dampledning 15. Den andre destilleringstanken 4 har form av en destilleringskolonne med en koker 5. Fra bunnen til den andre destilleringstanken 4 kan saltfri, tynn inhibitor trekkes ut gjennom ledning 16. Fra toppen av den andre destilleringstanken 4 trekkes vanndamp ut gjennom ledning 17 og tilføres kondensator 6 og derfra gjennom ledning 18 til tilbakestrømstrommel 7. Kondensator 6 kan også integreres i toppen av destilleringskolonnen 4. Ikke-kondenserbare stoffer ventileres fra trommel 7 gjennom ledning 21 og vann trekkes ut fra trommel 7 og tilbakeføres for å avkjøle den andre destilleringstanken 4 gjennom tilbakestrømslinje 19 eller til ytterligere prosessering via ledning 20.
Væske fra bunnen av den første destilleringstanken 1 trekkes ut gjennom ledning 10 og resirkuleres gjennom en sirkuleringspumpe 2 via ledningene 11 og 12 til varmeveksleren 3. Denne varmeveksleren tilveiebringer væsken som igjen kommer inn i tank 1 med tilstrekkelig varme til å koke der. Den varme, saltholdige inhibitoren tilføres tilbake til den første destilleringstanken 1 via ledningene 13 og 14. Ledning 22 fører til en fjerningsenhet for faststoffer 8 og en saltholdig, tynn hydratinhibitorsammensetning kan fjernes fra fjerningsenheten for faststoffer 8 via ledning 23. Dersom det er ønskelig, kan dette saltholdige, tynne produktet bli gjenstand for gjenvinning. Ledning 9a tilveiebringer en direkte tilførsel inn i den første destilleringstanken mens ledning 9b tillater innføring av den rike tilførselen i resirkuleringssløyfen. Ledning 9b er fortrinnsvis nedstrøms for varmeveksleren 3 for å redusere muligheten for saltutfelling i varmeveksleren. Dersom saltutfelling eller kjelsteinsdannelse ikke forventes, vil det foretrukne injeksjonspunktet for den rike tilførselen være oppstrøms for varmeveksleren 3. Dersom den første destilleringstanken 1 er i drift i fullstendig gjennvinningsmodus, tilbakeføres all væsken fra fjerningsenheten for faststoffer 8 inn i tank 1 via ledning 24.
Claims (7)
1. Prosess for produksjon av en tynn, flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter og en gjenbrukbar saltholdig, tynn hydratinhibitorsammensetning fra en rik, flytende hydratinhibitorsammensetning hvor den flytende hydratinhibitoren har et høyere kokepunkt enn vann, hvor prosessen omfatter:
(a) tilførsel av den rike, flytende hydratinhibitorsammensetningen i en første destilleringstank (1);
(b) uttrekking av en vann- og inhibitorinneholdende damp fra den første destilleringstanken (1) og tilførsel av denne til en andre destilleringstank (4); (c) uttrekking av vanndamp fra den andre destilleringstanken (4);
(d) uttrekking av den tynne hydratinhibitorsammensetningen som er fri for ikke-flyktige urenheter fra den andre destilleringstanken (4) i væskeform; (e) uttrekking av den tynne saltholdige hydratinhibitorsammensetning fra den første destilleringstanken (1) i væskeform;
karakterisert ved at prosessen yterligere omfatter:
(f) uttrekking av væske fra den første destilleringstanken (1) og fjerning av faststoffer derfra;
hvori uttrekkingen i trinn (e) og (f) kan være av en enkelt væskestrøm og hvori hele den saltholdige strømmen som trekkes ut av den første destilleringstanken (1) i trinn (e) ikke resirkuleres inn i den første destilleringstanken (1).
2. Prosess i følge krav 1, hvori den flytende hydratinhibitoren er monoetylenglykol.
3. Prosess i følge krav 1 eller krav 2, hvori den rike, flytende hydratinhibitorsammensetningen tilføres til et flertall av første destilleringstanker (1), og damp fra dette flertall av første destilleringstanker (1) tilføres til en separat andre destilleringstank (4).
4. Prosess i følge et hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori uttrekkingen i trinn (e) og (f) er av en enkelt væskestrøm.
5. Prosess i følge et hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori uttrekkingen i trinn (e) og (f) involverer uttrekking av to separate strømmer.
6. Prosess i følge et hvilket som helst av kravene 1 til 3, hvori den tynne flytende hydratinhibitorsammensetning som trekkes ut i trinn (e) er væske som trekkes ut nedstrøms for fjerningen av faste stoffer i trinn (f)
7. Apparat for gjenvinning av en tynn, flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter og en gjenbrukbar saltholdig, tynn hydratinhibitorsammensetning fra en rik, flytende hydratinhibitorsammensetning, hvor apparatet omfatter en første destilleringstank (1) og en andre destilleringstank (4) som er seriekoblet, hvor den første destilleringstanken (1) og den andre destilleringstanken (4) er forbundet med en ledning (15) som tillater overføring av damp fra den første destilleringstanken (1) til den andre destilleringstanken (4), og hvor den andre destilleringstanken (4) har en åpning for fjerning av den tynne, flytende hydratinhibitorsammensetning som er fri for ikke-flyktige urenheter i væskeform og en åpning for fjerning av vanndamp, karakterisert ved at den første destilleringstanken (1) har en åpning for fjerning uten tilbakeføring av den saltholdige flytende, tynne hydratinhibitorsammensetning og en enhet (8) for fjerning av faststoffer fra væsken deri.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0901254.3A GB2467169B (en) | 2009-01-26 | 2009-01-26 | Process and apparatus for the production of lean liquid hydrate inhibitor composition |
PCT/GB2010/000102 WO2010084323A2 (en) | 2009-01-26 | 2010-01-22 | Process for hydrate inhibitor regeneration |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20111157A1 NO20111157A1 (no) | 2011-10-26 |
NO345308B1 true NO345308B1 (no) | 2020-12-07 |
Family
ID=40469097
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20111157A NO345308B1 (no) | 2009-01-26 | 2011-08-25 | Prosess for regenerering av hydratinhibitor |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9090813B2 (no) |
AU (1) | AU2010207564B2 (no) |
BR (1) | BRPI1007178B1 (no) |
CA (1) | CA2750602C (no) |
GB (1) | GB2467169B (no) |
NO (1) | NO345308B1 (no) |
RU (1) | RU2508308C2 (no) |
WO (1) | WO2010084323A2 (no) |
Families Citing this family (22)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2013041143A1 (en) * | 2011-09-22 | 2013-03-28 | Statoil Petroleum As | Regeneration of kinetic hydrate inhibitor |
MY169371A (en) | 2011-12-23 | 2019-03-26 | Aker Process Systems As | Method and system for processing a stream comprising glycol based and kinetic hydrate inhibitors |
US9790104B2 (en) * | 2012-02-17 | 2017-10-17 | Hydrafact Limited | Water treatment |
GB201202743D0 (en) * | 2012-02-17 | 2012-04-04 | Hydrafact Ltd | Water treatment |
BR112014027906A2 (pt) * | 2012-05-11 | 2017-06-27 | Fjords Proc As | método para a precipitação e separação de sais de ácido carboxílico, e, sistema de recuperação de inibidor de hidrato |
CN104471018B (zh) * | 2012-05-30 | 2017-09-22 | 福吉斯加工股份有限公司 | 用于从富水合物抑制剂流中去除重金属离子的系统和方法 |
CN105164092A (zh) | 2013-05-31 | 2015-12-16 | 国际壳牌研究有限公司 | 用于分离1,4-丁二醇和共产物的方法 |
AU2014274278B2 (en) | 2013-05-31 | 2017-05-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Glycol recovery with solvent extraction |
WO2014191509A1 (en) | 2013-05-31 | 2014-12-04 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the separation of an alkylene glycol |
MY177099A (en) * | 2013-08-16 | 2020-09-05 | Hydrafact Ltd | Water treatment |
FR3013710B1 (fr) | 2013-11-22 | 2016-01-01 | Prosernat | Procede flexible pour le traitement de solvant, tel que le monoethylene glycol, utilise dans l'extraction du gaz naturel |
WO2015150520A1 (en) | 2014-04-02 | 2015-10-08 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Process for the separation of monoethylene glycol and 1,2-butanediol |
GB2526604B (en) | 2014-05-29 | 2020-10-07 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
US9260649B2 (en) * | 2014-07-18 | 2016-02-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for reducing oxidation of glycol in fluid handling systems |
US9416330B2 (en) * | 2014-07-18 | 2016-08-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for reducing oxidation of glycol in fluid handling systems |
US9216934B1 (en) | 2014-09-29 | 2015-12-22 | Cameron Solutions, Inc. | System and method for pH control of lean MEG product from MEG regeneration and reclamation packages |
AU2015397171B2 (en) | 2015-06-05 | 2020-08-20 | Equinor Energy As | Method and apparatus for dehydration of a hydrocarbon gas |
US10131551B2 (en) * | 2015-06-23 | 2018-11-20 | Conocophillips Company | Separation of kinetic hydrate inhibitors from an aqueous solution |
KR101707518B1 (ko) | 2015-06-23 | 2017-02-16 | 대우조선해양 주식회사 | 부유식 생산설비의 meg 공급 펌프 시스템 및 운전 방법 |
US20180094774A1 (en) * | 2016-10-04 | 2018-04-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods utilizing glycol for hydrate prevention with glycol regeneration by variable concentration control |
KR101795003B1 (ko) * | 2016-11-10 | 2017-11-08 | 서울대학교 산학협력단 | Meg 회수 장치 및 meg 회수 방법 |
WO2020104004A1 (en) * | 2018-11-19 | 2020-05-28 | Nov Process & Flow Technologies As | Hydrate inhibitor recovery system |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998048920A1 (en) * | 1997-04-25 | 1998-11-05 | Canadian Chemical Reclaiming Ltd. | Process for recovering processing liquids |
WO2000076624A2 (en) * | 1999-06-14 | 2000-12-21 | Canadian Chemical Reclaiming Ltd. | Process for recovering processing liquids |
Family Cites Families (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4332643A (en) * | 1976-03-02 | 1982-06-01 | Reid Laurence S | Method of removing water from glycol solutions |
FR2711650B1 (fr) * | 1993-10-29 | 1995-12-01 | Elf Aquitaine | Procédé de purification d'une solution glycolique à base d'un ou plusieurs glycols et renfermant, en outre, de l'eau et, à titre d'impuretés, des sels et des hydrocarbures. |
USH1749H (en) * | 1994-09-15 | 1998-09-01 | Exxon Production Research Company | Method for inhibiting hydrate formation |
US6023003A (en) * | 1998-01-13 | 2000-02-08 | Reading & Bates Development Co. | Process and system for recovering glycol from glycol/brine streams |
GB0120912D0 (en) * | 2001-08-29 | 2001-10-17 | Bp Exploration Operating | Process |
FR2846323B1 (fr) * | 2002-10-28 | 2004-12-10 | Inst Francais Du Petrole | Procede de regeneration d'une solution aqueuse de glycol contenant des sels |
NO20056113L (no) * | 2005-12-21 | 2007-06-22 | Statoil Asa | Fremgangsmate og anlegg for regenerering av glykol |
-
2009
- 2009-01-26 GB GB0901254.3A patent/GB2467169B/en active Active
-
2010
- 2010-01-22 CA CA2750602A patent/CA2750602C/en active Active
- 2010-01-22 US US13/146,388 patent/US9090813B2/en active Active
- 2010-01-22 RU RU2011135525/04A patent/RU2508308C2/ru active
- 2010-01-22 BR BRPI1007178-4A patent/BRPI1007178B1/pt active IP Right Grant
- 2010-01-22 WO PCT/GB2010/000102 patent/WO2010084323A2/en active Application Filing
- 2010-01-22 AU AU2010207564A patent/AU2010207564B2/en active Active
-
2011
- 2011-08-25 NO NO20111157A patent/NO345308B1/no unknown
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998048920A1 (en) * | 1997-04-25 | 1998-11-05 | Canadian Chemical Reclaiming Ltd. | Process for recovering processing liquids |
WO2000076624A2 (en) * | 1999-06-14 | 2000-12-21 | Canadian Chemical Reclaiming Ltd. | Process for recovering processing liquids |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2467169A (en) | 2010-07-28 |
BRPI1007178B1 (pt) | 2019-05-14 |
RU2011135525A (ru) | 2013-03-10 |
AU2010207564A1 (en) | 2011-08-04 |
RU2508308C2 (ru) | 2014-02-27 |
CA2750602A1 (en) | 2010-07-29 |
NO20111157A1 (no) | 2011-10-26 |
US20120018293A1 (en) | 2012-01-26 |
AU2010207564B2 (en) | 2015-04-23 |
WO2010084323A3 (en) | 2010-09-16 |
CA2750602C (en) | 2016-12-06 |
US9090813B2 (en) | 2015-07-28 |
WO2010084323A2 (en) | 2010-07-29 |
GB0901254D0 (en) | 2009-03-11 |
GB2467169B (en) | 2014-08-06 |
BRPI1007178A2 (pt) | 2016-02-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO345308B1 (no) | Prosess for regenerering av hydratinhibitor | |
US10357726B2 (en) | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
DK178720B1 (en) | Method and apparatus for circulating a glycol stream, and method of producing a natural gas product stream | |
US8535538B1 (en) | Brine water recycle process | |
NO328802B1 (no) | Fremgangsmate og system for gjenvinning av glykol/saltholdige strommer. | |
KR102129505B1 (ko) | 원유 및 천연 가스 공정 시설에서 생산수처리 공정 | |
NO20130333A1 (no) | Fremgangsmate for utvinning av prosesseringsvaesker | |
US20180023804A1 (en) | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
NO20141468A1 (no) | Fjerning av karboksylsyresalt under hydratinhibitor gjenvinning | |
CN213885035U (zh) | 深海天然气开发过程中的乙二醇再生与回收系统 | |
US10792582B2 (en) | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
CA2955834C (en) | Process for recovering processing liquids from streams containing alkaline earth metal salts | |
CN114466832A (zh) | 单乙二醇回收中有机酸的去除 | |
KR101977426B1 (ko) | 2가 양이온의 농도를 갖는 글리콜 스트림을 순환시키는 방법 및 장치, 및 천연 가스 생성물 스트림의 제조 방법 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: PLOUGMANN & VINGTOFT, POSTBOKS 1003 SENTRUM, 0104 |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: EQUINOR ENERGY AS, NO |