RU2012143399A - WATER TREATMENT OF LIQUID HYDROCARBONS CONTAINING WATER - Google Patents

WATER TREATMENT OF LIQUID HYDROCARBONS CONTAINING WATER Download PDF

Info

Publication number
RU2012143399A
RU2012143399A RU2012143399/04A RU2012143399A RU2012143399A RU 2012143399 A RU2012143399 A RU 2012143399A RU 2012143399/04 A RU2012143399/04 A RU 2012143399/04A RU 2012143399 A RU2012143399 A RU 2012143399A RU 2012143399 A RU2012143399 A RU 2012143399A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
stream
liquid
separator
specified
water
Prior art date
Application number
RU2012143399/04A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2553664C2 (en
Inventor
Аре Лунд
Роар Ларсен
Йон Харальд КАСПЕРСЕН
Эрленд Одвин СТРАУМЕ
Мартин ФОССЕН
Кай В. ХЬЯРБО
Original Assignee
Синвент Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from US12/761,039 external-priority patent/US9068451B2/en
Application filed by Синвент Ас filed Critical Синвент Ас
Publication of RU2012143399A publication Critical patent/RU2012143399A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2553664C2 publication Critical patent/RU2553664C2/en

Links

Classifications

    • 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
    • F17D3/14—Arrangements for supervising or controlling working operations for eliminating water
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D9/00—Crystallisation
    • B01D9/0004—Crystallisation cooling by heat exchange
    • B01D9/0009—Crystallisation cooling by heat exchange by direct heat exchange with added cooling fluid
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D9/00—Crystallisation
    • B01D9/005—Selection of auxiliary, e.g. for control of crystallisation nuclei, of crystal growth, of adherence to walls; Arrangements for introduction thereof
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G31/00—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for
    • C10G31/06—Refining of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by methods not otherwise provided for by heating, cooling, or pressure treatment
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G5/00—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas
    • C10G5/06—Recovery of liquid hydrocarbon mixtures from gases, e.g. natural gas by cooling or compressing
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G70/00—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00
    • C10G70/04—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes
    • C10G70/044—Working-up undefined normally gaseous mixtures obtained by processes covered by groups C10G9/00, C10G11/00, C10G15/00, C10G47/00, C10G51/00 by physical processes by crystallisation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10L—FUELS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; NATURAL GAS; SYNTHETIC NATURAL GAS OBTAINED BY PROCESSES NOT COVERED BY SUBCLASSES C10G, C10K; LIQUEFIED PETROLEUM GAS; ADDING MATERIALS TO FUELS OR FIRES TO REDUCE SMOKE OR UNDESIRABLE DEPOSITS OR TO FACILITATE SOOT REMOVAL; FIRELIGHTERS
    • C10L3/00—Gaseous fuels; Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by subclass C10G, C10K; Liquefied petroleum gas
    • C10L3/06—Natural gas; Synthetic natural gas obtained by processes not covered by C10G, C10K3/02 or C10K3/04
    • C10L3/10—Working-up natural gas or synthetic natural gas
    • C10L3/108—Production of gas hydrates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1025—Natural gas
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/10—Feedstock materials
    • C10G2300/1029—Gas hydrates
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)

Abstract

1. Способ обработки потока (1) жидких углеводородов, содержащего воду, в котором указанный поток жидких углеводородов является потоком продукции из по меньшей мере одной буровой скважины и который предусматривает:- введение потока продукции и жидкой фазы (7), содержащей газовые гидраты, в первый сепаратор (3), имеющий температуру выше 20°C, для плавления газовых гидратов в свободную воду,- отделение большей части (9) свободной воды из указанного потока продукции и жидкой фазы (7) в сепараторе (3), в котором оставшуюся часть потока (4) жидких углеводородов от общего потока (1) продукции и жидкую фазу (7) отводят из сепаратора (3) и вводят в систему (5) конверсии,- превращение в системе (5) конверсии свободной/сконденсировавшейся воды в оставшейся части потока (4) жидких углеводородов в газовые гидраты и последующее разделение полученного жидкостного потока из системы (5) конверсии на по меньшей мере первый жидкостный поток и второй жидкостный поток, в котором указанный первый жидкостный поток (7) представляет собой жидкую фазу, содержащую газовые гидраты, причем указанный первый жидкостный поток рециркулирует в первый сепаратор (3) для создания жидкой фазы, содержащей газовые гидраты, и в котором второй жидкостный поток (6, 18), имеющий содержание сухого газа и/или конденсата/нефти, направляют для транспорта в трубопровод.2. Способ по п.1, в котором указанный поток продукции представляет собой поток продукции с газового месторождения.3. Способ по п.1, в котором указанный поток продукции представляет собой поток продукции с газового месторождения и в котором сепарация в первом сепараторе включает отделение свободной воды и жидкого конд1. A method for processing a liquid hydrocarbon stream (1) containing water, wherein said liquid hydrocarbon stream is a product stream from at least one borehole and which comprises: introducing a product stream and a liquid phase (7) containing gas hydrates into the first separator (3), having a temperature above 20 ° C, for melting gas hydrates into free water, is the separation of most of the (9) free water from the specified product stream and the liquid phase (7) in the separator (3), in which the remainder flow (4) liquid hydrocarbon Odes from the total product stream (1) and the liquid phase (7) are withdrawn from the separator (3) and introduced into the conversion system (5), - conversion of free / condensed water in the conversion system (5) in the remaining part of the liquid hydrocarbon stream (4) into gas hydrates and the subsequent separation of the obtained liquid stream from the conversion system (5) into at least a first liquid stream and a second liquid stream, wherein said first liquid stream (7) is a liquid phase containing gas hydrates, said first liquid stream k is recycled to the first separator (3) to create a liquid phase containing gas hydrates, and in which a second liquid stream (6, 18) having a dry gas and / or condensate / oil content is sent for transport to the pipeline. 2. The method according to claim 1, wherein said product stream is a product stream from a gas field. The method according to claim 1, wherein said product stream is a product stream from a gas field and in which the separation in the first separator comprises separating free water and liquid condensate

Claims (39)

1. Способ обработки потока (1) жидких углеводородов, содержащего воду, в котором указанный поток жидких углеводородов является потоком продукции из по меньшей мере одной буровой скважины и который предусматривает:1. A method of processing a stream (1) of liquid hydrocarbons containing water, wherein said liquid hydrocarbon stream is a product stream from at least one borehole and which comprises: - введение потока продукции и жидкой фазы (7), содержащей газовые гидраты, в первый сепаратор (3), имеющий температуру выше 20°C, для плавления газовых гидратов в свободную воду,- introducing the product stream and the liquid phase (7) containing gas hydrates into the first separator (3) having a temperature above 20 ° C to melt the gas hydrates into free water, - отделение большей части (9) свободной воды из указанного потока продукции и жидкой фазы (7) в сепараторе (3), в котором оставшуюся часть потока (4) жидких углеводородов от общего потока (1) продукции и жидкую фазу (7) отводят из сепаратора (3) и вводят в систему (5) конверсии,- separation of most of (9) free water from the specified product stream and liquid phase (7) in a separator (3), in which the remaining part of the liquid hydrocarbon stream (4) from the total product stream (1) and the liquid phase (7) are withdrawn from separator (3) and is introduced into the conversion system (5), - превращение в системе (5) конверсии свободной/сконденсировавшейся воды в оставшейся части потока (4) жидких углеводородов в газовые гидраты и последующее разделение полученного жидкостного потока из системы (5) конверсии на по меньшей мере первый жидкостный поток и второй жидкостный поток, в котором указанный первый жидкостный поток (7) представляет собой жидкую фазу, содержащую газовые гидраты, причем указанный первый жидкостный поток рециркулирует в первый сепаратор (3) для создания жидкой фазы, содержащей газовые гидраты, и в котором второй жидкостный поток (6, 18), имеющий содержание сухого газа и/или конденсата/нефти, направляют для транспорта в трубопровод.- conversion in the system (5) of the conversion of free / condensed water in the remaining part of the liquid hydrocarbon stream (4) into gas hydrates and the subsequent separation of the obtained liquid stream from the conversion system (5) into at least a first liquid stream and a second liquid stream, in which said first liquid stream (7) is a liquid phase containing gas hydrates, said first liquid stream recirculating to a first separator (3) to create a liquid phase containing gas hydrates, and in which swarm liquid stream (6, 18) having a solid content of gas and / or condensate / oil, fed to a transport pipeline. 2. Способ по п.1, в котором указанный поток продукции представляет собой поток продукции с газового месторождения.2. The method according to claim 1, wherein said product stream is a product stream from a gas field. 3. Способ по п.1, в котором указанный поток продукции представляет собой поток продукции с газового месторождения и в котором сепарация в первом сепараторе включает отделение свободной воды и жидкого конденсата из указанного потока продукции и введение газовой фазы в систему конверсии.3. The method according to claim 1, wherein said product stream is a product stream from a gas field and in which the separation in the first separator comprises separating free water and liquid condensate from said product stream and introducing a gas phase into the conversion system. 4. Способ по п.1, в котором указанный первый жидкостный поток содержит частицы газовых гидратов и конденсат/нефть.4. The method according to claim 1, wherein said first liquid stream comprises gas hydrate particles and condensate / oil. 5. Способ по п.1, включающий плавление газовых гидратов в указанном рециркулируемом первом жидкостном потоке до свободной воды и/или свободного газа/конденсата/нефти в первом сепараторе (3).5. The method according to claim 1, comprising melting the gas hydrates in the indicated recirculated first liquid stream to free water and / or free gas / condensate / oil in the first separator (3). 6. Способ по п.1, включающий подведение тепла к первому сепаратору (3).6. The method according to claim 1, comprising applying heat to the first separator (3). 7. Способ по п.1, в котором указанный рециркулируемый первый жидкостный поток используют в качестве встречного потока для охлаждения в противотоке оставшейся части потока жидких углеводородов из первого сепаратора перед введением оставшейся части потока жидких углеводородов в систему (5) конверсии.7. The method according to claim 1, wherein said recirculated first liquid stream is used as a counter stream for cooling in countercurrent flow of the remaining liquid hydrocarbon stream from the first separator before introducing the remaining liquid hydrocarbon stream into the conversion system (5). 8. Способ по п.1, включающий отделение избыточной водной фазы из указанного первого сепаратора (3), причем указанную избыточную водную фазу повторно впрыскивают в резервуар или подвергают обработке для сброса давления, очистке от углеводородов и выбросу в окружающую среду.8. The method according to claim 1, including the separation of the excess aqueous phase from the specified first separator (3), and the specified excess aqueous phase is re-injected into the tank or subjected to treatment to relieve pressure, purification of hydrocarbons and discharge into the environment. 9. Способ по п.1, включающий отведение конденсата/нефти из указанного первого сепаратора (3), в котором указанный конденсат/нефть хранят на территории месторождения, транспортируют судном или по отдельному трубопроводу, либо смешивают с жидкостным потоком, содержащим конденсат/нефть из указанной системы (5) конверсии.9. The method according to claim 1, including the discharge of condensate / oil from the specified first separator (3), in which the specified condensate / oil is stored in the field, transported by ship or via a separate pipeline, or mixed with a liquid stream containing condensate / oil from said conversion system (5). 10. Способ по п.1, включающий отведение сухого газа или обезвоженной нефти/конденсата из указанного первого сепаратора (3), причем указанный сухой газ и/или обезвоженную нефть/конденсат подвергают дальнейшей обработке или направляют в трубопровод для транспорта.10. The method according to claim 1, comprising discharging dry gas or dehydrated oil / condensate from said first separator (3), said dry gas and / or dehydrated oil / condensate being further processed or sent to a pipeline for transport. 11. Способ по п.1, включающий добавление соли к указанной оставшейся части потока жидких углеводородов с целью снижения парциального давления водяного пара (точки росы воды) на гидраты и регулирования роста указанных гидратов.11. The method according to claim 1, comprising adding salt to the specified remaining portion of the liquid hydrocarbon stream in order to reduce the partial pressure of water vapor (dew point of water) on the hydrates and regulate the growth of these hydrates. 12. Способ по п.11, в котором указанная добавляемая соль представляет собой соль пластовой воды из первого сепаратора, морскую воду или напрямую впрыскиваемую соль.12. The method according to claim 11, in which the specified added salt is a salt of produced water from the first separator, sea water or directly injected salt. 13. Способ по п.1, включающий дальнейшее снижение точки росы воды в указанном втором жидкостном потоке с помощью по меньшей мере одного молекулярного сита.13. The method according to claim 1, comprising further reducing the dew point of water in the specified second liquid stream using at least one molecular sieve. 14. Способ по п.1, в котором после обработки в системе (5) конверсии проводят смешивание оставшейся части потока жидких углеводородов в реакторе (10) с частицами газовых гидратов, введенными в указанный реактор; отходящий из реактора поток углеводородов охлаждают в теплообменнике (11); отходящий из теплообменника поток обрабатывают затем во втором сепараторе (12) с разделением на первый поток (13) и второй поток (6) с последующим отделением третьего потока из указанного первого потока, в котором указанный третий поток (16) рециркулирует в реактор (10) с целью создания в нем частиц газовых гидратов, причем оставшаяся часть (7) первого потока рециркулирует в первый сепаратор (3) в виде жидкой фазы (7), содержащей газовые гидраты.14. The method according to claim 1, in which, after processing in the conversion system (5), the remaining part of the liquid hydrocarbon stream in the reactor (10) is mixed with gas hydrate particles introduced into said reactor; the hydrocarbon effluent from the reactor is cooled in a heat exchanger (11); the effluent from the heat exchanger is then treated in a second separator (12) with separation into a first stream (13) and a second stream (6), followed by separation of the third stream from the specified first stream, in which the specified third stream (16) is recycled to the reactor (10) in order to create particles of gas hydrates in it, and the remaining part (7) of the first stream is recycled to the first separator (3) in the form of a liquid phase (7) containing gas hydrates. 15. Способ по п.14, в котором жидкую текучую фазу в системе (5) конверсии получают из сконденсировавшихся жидких углеводородов из указанного потока (1) жидких углеводородов или любой другой подходящей жидкости.15. The method according to 14, in which the liquid fluid phase in the conversion system (5) is obtained from condensed liquid hydrocarbons from the specified stream (1) of liquid hydrocarbons or any other suitable liquid. 16. Способ по п.14, включающий регулирование первой концентрации газовых гидратов в указанном первом потоке и второй концентрации газовых гидратов в указанном третьем потоке.16. The method according to 14, comprising adjusting the first concentration of gas hydrates in the specified first stream and the second concentration of gas hydrates in the specified third stream. 17. Способ по п.14, в котором указанный первый жидкостный поток имеет первую концентрацию газовых гидратов, а указанный третий поток имеет вторую концентрацию газовых гидратов, причем указанная первая концентрация ниже второй концентрации.17. The method of claim 14, wherein said first liquid stream has a first concentration of gas hydrates, and said third stream has a second concentration of gas hydrates, said first concentration being lower than the second concentration. 18. Способ по п.17, в котором указанная вторая концентрация газовых гидратов предпочтительно выше 0,5 об.%.18. The method according to 17, in which the specified second concentration of gas hydrates is preferably higher than 0.5 vol.%. 19. Способ по п.1, включающий повышение концентрации соли в указанной оставшейся части потока углеводородов или в указанном третьем рециркулируемом потоке для снижения парциального давление водяного пара (точка росы воды) на гидраты в указанном потоке углеводородов и регулирования роста указанных гидратов.19. The method according to claim 1, comprising increasing the salt concentration in the specified remaining portion of the hydrocarbon stream or in the specified third recycle stream to reduce the partial pressure of water vapor (dew point of water) on hydrates in the specified hydrocarbon stream and regulate the growth of these hydrates. 20. Способ по п.1, включающий поддержание температуры в указанном втором сепараторе близкой к минимальной температуры в отгрузочном трубопроводе для указанного сухого газа и/или конденсата/нефти или несколько выше ее.20. The method according to claim 1, comprising maintaining the temperature in the specified second separator close to the minimum temperature in the discharge pipe for the specified dry gas and / or condensate / oil or slightly higher. 21. Система для обработки содержащего воду потока жидких углеводородов, включающая следующие элементы, расположенные по направлению потока и соединенные друг с другом:21. A system for processing a water-containing liquid hydrocarbon stream, comprising the following elements located in the flow direction and connected to each other: средство соединения с источником (1) углеводородной продукции,means for connecting to a source (1) of hydrocarbon products, первый сепаратор (3), предназначенный для отделения по меньшей мере свободной воды из указанного жидкостного потока,a first separator (3), designed to separate at least free water from the specified liquid stream, систему (5) конверсии для превращения свободной/сконденсировавшейся воды в газовые гидраты,conversion system (5) for converting free / condensed water into gas hydrates, трубопровод (6, 18) для транспорта сухого газа или конденсата/нефти, и дополнительную линию (7) от системы (5) конверсии к первому сепаратору (3), обеспечивающую первый рециркулирующий поток, содержащий газовые гидраты.a pipeline (6, 18) for transporting dry gas or condensate / oil, and an additional line (7) from the conversion system (5) to the first separator (3), providing the first recycle stream containing gas hydrates. 22. Система по п.21, содержащая клапан (2) регулирования давления или дроссельный вентиль (2), смонтированный между источником (1) углеводородов и первым сепаратором (3).22. The system of claim 21, comprising a pressure control valve (2) or a throttle valve (2) mounted between the hydrocarbon source (1) and the first separator (3). 23. Система по п.21, в которой первый сепаратор (3) снабжен выходным отверстием (9) для избытка водной фазы.23. The system according to item 21, in which the first separator (3) is equipped with an outlet (9) for excess aqueous phase. 24. Система по п.21, в которой первый сепаратор (3) снабжен выходным патрубком (8) для конденсата углеводородной жидкости/нефти, причем указанный жидкий конденсат/нефть поступает затем на хранение, транспортировку или смешивают (17) с жидкостным потоком, содержащим сухой газ, в трубопроводе (6).24. The system according to item 21, in which the first separator (3) is equipped with an outlet pipe (8) for hydrocarbon liquid / oil condensate, said liquid condensate / oil being then stored, transported, or mixed (17) with a liquid stream containing dry gas in the pipeline (6). 25. Система по п.21, включающая первый охладитель (4) для охлаждения жидкостного потока перед поступлением его в систему (5) конверсии.25. The system according to item 21, including the first cooler (4) for cooling the liquid stream before it enters the conversion system (5). 26. Система по п.21, в которой первый рециркулирующий поток (7) создает противоток в указанном первом охладителе (4).26. The system according to item 21, in which the first recycle stream (7) creates a counterflow in the specified first cooler (4). 27. Система по п.21, включающая дополнительное устройство для добавления различных химических реагентов в поток углеводородов.27. The system of claim 21, comprising an additional device for adding various chemicals to the hydrocarbon stream. 28. Система по п.21, включающая второе дополнительное устройство для добавления соли в жидкостный поток с целью снижения парциального давления водяного пара (точка росы воды) на гидраты и регулирования размера и морфологии частиц гидратов.28. The system according to item 21, comprising a second additional device for adding salt to the liquid stream in order to reduce the partial pressure of water vapor (dew point of water) on hydrates and control the size and morphology of the hydrate particles. 29. Система по п.28, в которой указанная соль представляет собой соль пластовой воды из первого сепаратора (3), достаточно очищенную морскую воду или напрямую впрыскиваемую соль.29. The system of claim 28, wherein said salt is formation water salt from a first separator (3), sufficiently purified seawater, or directly injected salt. 30. Система по п.21, включающая по меньшей мере одно молекулярное сито в линии (7) жидкостного потока.30. The system according to item 21, comprising at least one molecular sieve in line (7) of the liquid stream. 31. Система по п.21, в которой система (5) конверсии включает реактор (10), охладитель (11) и второй сепаратор (12), обеспечивающий первый рециркулирующий поток в указанной линии (7).31. The system according to item 21, in which the conversion system (5) includes a reactor (10), a cooler (11) and a second separator (12), providing the first recycle stream in the specified line (7). 32. Система по п.31, в которой система конверсии (5) дополнительно включает третий сепаратор (15) в указанной линии (7), разделяющий указанный первый рециркулируемый поток на второй рециркулирующий поток (16), возвращающийся в реактор (10), и оставшуюся часть первого рециркулирующего потока (7), поступающую в первый сепаратор (3).32. The system of claim 31, wherein the conversion system (5) further includes a third separator (15) in said line (7), separating said first recycle stream into a second recycle stream (16) returning to the reactor (10), and the remainder of the first recycle stream (7) entering the first separator (3). 33. Система по п.32, в которой система конверсии (5) дополнительно снабжена насосным устройством (14) в указанной линии (7) между вторым сепаратором (12) и третьим сепаратором (15).33. The system of claim 32, wherein the conversion system (5) is further provided with a pumping device (14) in said line (7) between the second separator (12) and the third separator (15). 34. Система по п.32, в которой система (5) конверсии снабжена по меньшей мере одним насосом или компрессором.34. The system of claim 32, wherein the conversion system (5) is provided with at least one pump or compressor. 35. Система по п.21, которая размещена под водой, на платформе или на берегу.35. The system according to item 21, which is located under water, on a platform or on the beach. 36. Система по п.33, в которой первый сепаратор (3), второй сепаратор (12), третий сепаратор (15) и насос (14) размещены на платформе или судне.36. The system according to claim 33, wherein the first separator (3), the second separator (12), the third separator (15) and the pump (14) are placed on the platform or the vessel. 37. Система по п.31, в которой реактор (10) и охладитель (11) представляют собой трубопровод без теплоизоляции на дне моря.37. The system according to p, in which the reactor (10) and cooler (11) are a pipeline without thermal insulation at the bottom of the sea. 38. Система по п.21, в которой жидкая текучая фаза в системе (5) конверсии получена из сконденсировавшихся жидких углеводородов из жидкостного потока (1) или любой другой жидкости, пригодной для применения в системе (5) конверсии.38. The system according to item 21, in which the liquid fluid phase in the conversion system (5) is obtained from condensed liquid hydrocarbons from a liquid stream (1) or any other liquid suitable for use in the conversion system (5). 39. Система по п.21, в которой указанный источник углеводородной продукции получен из газового месторождения или месторождения конденсата/нефти и в которой по меньшей мере одна скважина-спутник напрямую соединена с системой (5) конверсии. 39. The system according to item 21, in which the specified hydrocarbon source is obtained from a gas field or a condensate / oil field and in which at least one satellite well is directly connected to the conversion system (5).
RU2012143399/04A 2010-03-11 2011-03-11 Water-containing liquid hydrocarbons flow treatment RU2553664C2 (en)

Applications Claiming Priority (7)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US31279010P 2010-03-11 2010-03-11
US61/312,790 2010-03-11
US12/761,039 US9068451B2 (en) 2010-03-11 2010-04-15 Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water
NO20100542 2010-04-15
US12/761,039 2010-04-15
NO20100542 2010-04-15
PCT/NO2011/000081 WO2011112102A1 (en) 2010-03-11 2011-03-11 Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2012143399A true RU2012143399A (en) 2014-04-20
RU2553664C2 RU2553664C2 (en) 2015-06-20

Family

ID=44065275

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012143399/04A RU2553664C2 (en) 2010-03-11 2011-03-11 Water-containing liquid hydrocarbons flow treatment

Country Status (6)

Country Link
AU (1) AU2011224929B2 (en)
BR (1) BR112012022730A2 (en)
DK (1) DK201200561A (en)
NO (1) NO20121114A1 (en)
RU (1) RU2553664C2 (en)
WO (1) WO2011112102A1 (en)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
AU2015231769A1 (en) * 2014-03-17 2016-09-01 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Long offset gas condensate production systems
US10578128B2 (en) 2014-09-18 2020-03-03 General Electric Company Fluid processing system
US10233738B2 (en) * 2015-08-06 2019-03-19 Subcool Technologies Pty Ltd. System and method for processing natural gas produced from a subsea well
CN109899326B (en) * 2019-03-27 2020-03-24 中国石油大学(华东) Online runner descaling method of centrifugal compressor for oilfield associated gas
CN110408445A (en) * 2019-07-03 2019-11-05 北京科技大学 A kind of well head gas dehydration dehumidification device and method
RU2765440C1 (en) * 2021-01-11 2022-01-31 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Method for optimizing process of preparing commercial condensate and device for its implementation

Family Cites Families (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
FR2735210B1 (en) * 1995-06-06 1997-07-18 Inst Francais Du Petrole PROCESS FOR RECYCLING A DISPERSING ADDITIVE USED FOR THE TRANSPORT OF A CONDENSATE GAS OR OF A PETROLEUM WITH ASSOCIATED GAS IN THE PRESENCE OF HYDRATES
FR2735211B1 (en) * 1995-06-06 1997-07-18 Inst Francais Du Petrole PROCESS FOR TRANSPORTING A FLUID SUCH AS A DRY GAS, LIKELY TO FORM HYDRATES
US6180843B1 (en) * 1997-10-14 2001-01-30 Mobil Oil Corporation Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed
NO985001D0 (en) * 1998-10-27 1998-10-27 Eriksson Nyfotek As Leiv Method and system for transporting a stream of fluid hydrocarbons containing water
NO321097B1 (en) * 2003-06-27 2006-03-20 Sinvent As Method and apparatus for purifying water and gas
US7222673B2 (en) * 2004-09-23 2007-05-29 Conocophilips Company Production of free gas by gas hydrate conversion
FR2890395B1 (en) * 2005-09-05 2009-05-01 Inst Francais Du Petrole METHOD AND THERMODYNAMIC INHIBITORS OF GAS HYDRATES IN WATER-BASED FLUIDS
DE602006005712D1 (en) * 2005-12-06 2009-04-23 Bp Exploration Operating METHOD FOR THE RECYCLING OF A GAS HYDROATHATE BLEEDING
WO2009058027A1 (en) * 2007-11-01 2009-05-07 Sinvent As Method for handling of free water in cold oil or condensate pipelines

Also Published As

Publication number Publication date
AU2011224929A1 (en) 2012-11-08
WO2011112102A1 (en) 2011-09-15
DK201200561A (en) 2012-09-10
NO20121114A1 (en) 2012-12-18
RU2553664C2 (en) 2015-06-20
BR112012022730A2 (en) 2018-06-26
AU2011224929B2 (en) 2016-09-22

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2012143399A (en) WATER TREATMENT OF LIQUID HYDROCARBONS CONTAINING WATER
US7976613B2 (en) Dehydration of natural gas in an underwater environment
KR102072368B1 (en) Method and apparatus for circulating a glycol stream, and method of producing a natural gas product stream
US9638019B2 (en) Offshore processing method and system
RU2508308C2 (en) Method of regenerating hydrate inhibitor
US9643860B2 (en) System and method for hydrate-based desalination
US8008533B2 (en) Process for regasifying a gas hydrate slurry
WO2010080038A1 (en) Method for regeneration and reclamation of mono ethylene glycol using a vacuum slip stream
US20180002623A1 (en) Subsea fluid processing system
JP5624612B2 (en) Method for producing a mixed gas hydrocarbon component stream and a plurality of liquid hydrocarbon component streams, and apparatus therefor
US20210214626A1 (en) Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use
NO325979B1 (en) System and method for dressing a multiphase source stream
US20150021235A1 (en) Method and system for providing fuel gas to a topside facility
US11261111B2 (en) Methods and systems for treating an aqueous solution
RU2385180C1 (en) Method to purify hydrocarbon gases
US20110220352A1 (en) Treatment of produced hydrocarbon fluid containing water
CN110721493A (en) Method for separating trichloroethane from crude sulfur dioxide
RU2600141C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
RU2599157C1 (en) Method of preparing hydrocarbon gas for transportation
CN107364910A (en) The method and device that a kind of hydrate using subsea cryogenic desalinizes seawater
KR101977426B1 (en) Method and apparatus for circulating a glycol stream containing a concentration of divalent cations, and method of producing a natural gas product stream
EP2563498B1 (en) Biogas upgrading
RU2659311C1 (en) Method natural gas processing
US20180142176A1 (en) System for purifying biogas
AU2006100756A4 (en) Dehydration of a natural gas in an underwater environment