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EP0571257B1 - Procédé pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz - Google Patents

Procédé pour le traitement et le transport d'un gaz naturel sortant d'un puits de gaz Download PDF

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Publication number
EP0571257B1
EP0571257B1 EP93401254A EP93401254A EP0571257B1 EP 0571257 B1 EP0571257 B1 EP 0571257B1 EP 93401254 A EP93401254 A EP 93401254A EP 93401254 A EP93401254 A EP 93401254A EP 0571257 B1 EP0571257 B1 EP 0571257B1
Authority
EP
European Patent Office
Prior art keywords
gas
stage
phase
additive
water
Prior art date
Legal status (The legal status 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 status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
EP93401254A
Other languages
German (de)
English (en)
Other versions
EP0571257A1 (fr
Inventor
Joshep Larue
Ari Minkkinen
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
IFP Energies Nouvelles IFPEN
Original Assignee
IFP Energies Nouvelles IFPEN
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
Application filed by IFP Energies Nouvelles IFPEN filed Critical IFP Energies Nouvelles IFPEN
Publication of EP0571257A1 publication Critical patent/EP0571257A1/fr
Application granted granted Critical
Publication of EP0571257B1 publication Critical patent/EP0571257B1/fr
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

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Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
    • E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in boreholes or wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
    • Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y10S166/00—Wells
    • Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating

Definitions

  • the present invention relates to a process located inside and in the environment of a natural gas or condensate gas well for the implementation and the regeneration of hydrate and / or corrosion inhibiting additives for the transportation and processing of natural gas leaving this well to a receiving and processing terminal.
  • the natural gas is saturated with water at the temperature of production; during transport, the gas generally undergoes a temperature drop which causes a condensation of part of the water, but which can also under certain conditions cause the formation of hydrate crystals, which are inclusion compounds hydrocarbon molecules in crystal structures formed by water molecules and which form at a temperature significantly above 0 ° C.
  • hydrate crystals which are inclusion compounds hydrocarbon molecules in crystal structures formed by water molecules and which form at a temperature significantly above 0 ° C.
  • the formation of hydrates in a gas pipeline can lead to plugging and stopping production. To avoid this, it is necessary either to dehydrate the gas before transporting it, or to inject a hydrate inhibitor such as methanol or ethylene glycol into the gas.
  • the gas is generally treated in a washing unit with glycol to adjust the water dew point to the value imposed for transport, the latter being carried out under single-phase conditions; in the second case, the inhibitor is introduced into the gas just after the wellhead and the transport is carried out at least partially under two-phase conditions.
  • the gas which can come from several different wells collected on the same pipeline, is generally dehydrated to obtain a lower water dew point than that required by transport; this second dehydration step can be carried out in most cases either by absorption of water in glycol, or by adsorption of water on molecular sieves; the dehydration process thus implemented may be different from that used on the production site to ensure the water dew point necessary for transport.
  • This second dehydration step is essential if we want to be able to cool the gas to a relatively low temperature, which can for example be between -10 and -40 ° C, in order to extract the liquids from natural gas, that is to say hydrocarbons other than methane which can be delivered liquid at room temperature. Under these conditions, the additives that have been injected for transport (hydrate formation inhibitors and corrosion inhibitors) are absorbed during the treatment and are not recycled.
  • patent FR 2 657 416 which describes a contact zone of a natural gas leaving a well with antihydrate and / or anti-corrosion additives located outside this well.
  • patent US Pat. No. 3,348,614 describes a method for preventing the prevention of hydrates, in which methanol is injected at the head of a well into an annular space surrounding a gas production tube. The methanol flows into this annular space and rises cocurrently in an inner tube with the gas. This process has the disadvantage of being particularly expensive in methanol.
  • the method according to the invention corresponds to a new implementation of these anti-hydrate and / or anti-corrosion additives which allows their recycling.
  • natural gas gaseous and / or liquid hydrocarbons such as those contained in the condensate gases.
  • normally liquid liquid under normal conditions of temperature and pressure.
  • the proportion by weight of anti-hydrate solvent in water is generally from 10 to 90% and preferably from 30 to 70%.
  • the anti-hydrate additive and water at least one anti-corrosion additive, non-hydrocarbon at least partially miscible with water or dispersible in water.
  • water and vaporizing preferably at a boiling temperature lower than that of water or forming with water an azeotrope whose boiling temperature is lower than that of water, so that it can be entrained by the gas during step (a) of the process.
  • the proportion of aqueous liquid phase introduced into the well generally corresponds to 0.05 to 5% by weight of the mass flow rate of gas to be treated and advantageously from 0.1 to 1%, the contacting step being carried out in general at a temperature and a pressure corresponding substantially to that of the gases leaving the reservoir rock, that is to say that prevailing in the production well, for example from 20 to 100 ° C. at 0.1 to 25 MPa .
  • This liquid phase can preferably flow on the walls of the well.
  • packing elements such as structured packing or made up of loose elements supported by at least one fixed plate in the well.
  • FIG. 1 The principle of the process according to the invention is illustrated by the diagram in FIG. 1, applied by way of example to a natural gas containing methane, associated higher hydrocarbons, acid gases (carbon dioxide, hydrogen sulfide) and saturated in water under production temperature and pressure conditions.
  • This natural gas comes from a reservoir rock R in communication with at least one production well G1, which can be located under the sea.
  • the natural gas rises in the production well G1, the position of which is preferably substantially vertical. It is brought into contact, preferably against the current in a contact area G1 created upstream of the head of the well and which is at least part of the production well, with a mixture consisting of water, of at least one hydrate inhibiting solvent alone or in admixture with at least one corrosion inhibiting additive and originating from a pipe 4 provided with a valve 20 and advantageously connected upstream of the well head, preferably in the vicinity thereof.
  • a gas phase loaded with solvent and additive is discharged at the top of the well through a nozzle and a conduit 3. At the bottom of the well, the aqueous phase, substantially free of solvent and additive, returns to the tank.
  • the gas phase at the top of the well is transported in line 3 over a distance which can be several kilometers and arrives via line 5 at the reception terminal where the gas can be treated before it is dispatched into the commercial network.
  • the gas flowing in line 5 is cooled to the low temperature necessary for treatment in the heat exchanger E1 by a refrigerant external to the process, which causes partial condensation, this cooling does not cause the phenomenon of formation of hydrates due to the presence of the inhibiting solvent in the gas in a sufficiently large quantity.
  • the cooled mixture leaving the exchanger E1 via line 6 consists of a condensate comprising an aqueous liquid phase which contains most of the water, solvent and additive which were in the gas leaving the contact area G1 via the conduit 3, and of a so-called poor gas phase depleted in heavy hydrocarbons.
  • These two phases are separated in the settling tank B1; the lean gas, freed from most of the water and the heavy hydrocarbons which it contained at the entry into the duct G1, is withdrawn by the duct 10; the aqueous liquid phase is drawn off via line 8, optionally supplemented with an additional solvent and additive circulating in line 11 to compensate for the losses, taken up by pump P1 and returned by line 9 to the production site where it arrives via conduit 4 to be recycled.
  • the phenomena of hydrate formation and corrosion do not occur, because they are inhibited by the presence of the anti-hydrate solvent and the anti-corrosion additive which protect the whole of the installation.
  • One of the advantages of the process according to the invention is that the anti-hydrate and anti-corrosion additives which are used are effective over the whole of the installation, that is to say the contact zone inside the well G1, the transport pipe which allows the gas to be transported from the production zone to the reception terminal and the treatment zone during which natural gas is separated from water and the heaviest hydrocarbons.
  • the method according to the invention can be applied to the case where natural gas is produced by several wells distant from each other.
  • FIG. 2 illustrates the case where two wells are treated by the method according to the invention.
  • the equipments which are the same as those which are represented in FIG. 1 are designated by the same notations.
  • natural gas is produced by two main wells and it is assumed to contain methane, associated higher hydrocarbons and to be saturated with water under the conditions of temperature and pressure of production.
  • natural gas leaving a production wellhead is treated as described above for Figure 1.
  • natural gas rising from another well is treated by contact in the contact area G2, which is at least part of the well and preferably the entire well, with a mixture of water and hydrate-inhibiting solvent from line 24.
  • a gaseous phase laden with solvent is removed at the head, through line 23.
  • an aqueous phase substantially free of solvent and additive is returned to the tank.
  • the overhead gas phase is transported in line 23 and it is mixed in line 5 with the gas coming from the first production site and circulating in line 3. All of the gas is transported over a distance which can be several kilometers and arrives via line 5 at the reception terminal where the gas can be treated before it is sent to the commercial network.
  • the gas flowing in line 5 is cooled to the low temperature necessary for treatment in the heat exchanger E1 by a refrigerant external to the process, which causes partial condensation; this cooling does not cause a hydrate formation phenomenon due to the presence of the inhibiting solvent in the gas in a sufficiently large amount.
  • the cooled mixture leaving the exchanger E1 via line 6 consists of an aqueous liquid phase which contains most of the water and the solvent which were on the one hand in the gas leaving the contact zone G1 via line 3 and secondly in the gas leaving the contact zone G2 via line 23, of a liquid hydrocarbon phase consisting of the heaviest hydrocarbons in the gas and of a so-called lean poor gas phase heavy hydrocarbons.
  • FIG. 3 shows an example of a production diagram operating with four wells distant from each other, denoted respectively PS1, PS2, PS3 and PS4 which constitute the contact zones.
  • the gas loaded with solvent in additive and in water vapor is conveyed by the conduits 100 from the well PS1, 200 from the well PS2, 300 from the well PS3, 400 from the well PS4 to a platform central or PTC processing terminal.
  • the gas On this central PTC treatment platform, the gas is cooled so as to obtain an aqueous phase and a partially dehydrated gas, the water dew point of which complies with the transport specification which imposes a value, for example less than or equal to -10 ° C.
  • the gas thus obtained is compressed by a compressor placed on the PTC platform and evacuated via line 500.
  • the aqueous phase is returned to the production wells PS1, PS2, PS3 and PS4 by the pumps which return, via the pipes 101, 201, 301 and 401, the flow rates of the aqueous phase proportional to the flow rates of gas conveyed by the pipes 100, 200, 300 and 400.
  • the contact between the gas rising in the well and the recycled aqueous solution makes it possible to charge the product gas as an additive and return an aqueous phase substantially free of l to the reservoir at the bottom of the well. 'additive it contained at the start.
  • an additive reserve which is renewed periodically, enables regular add-ons to compensate for the loss of additive.
  • the anti-hydrate solvent can advantageously be, for example, methanol. It can also be chosen, for example, from the following solvents: methylpropylether, ethylpropylether, dipropylether, methyltertiobutylether, dimethoxymethane, dimethoxyethane, ethanol, methoxyethanol, propanol, used alone or as a mixture.
  • the anti-corrosion additive may preferably be chosen from organic compounds of the chemical family of amines, such as diethylamine, propylamine, butylamine, triethylamine, dipropylamine, ethylpropylamine, ethanolamine, cyclohexylamine, pyrrid morpholine, ethylenediamine, used alone or as a mixture.
  • organic compounds of the chemical family of amines such as diethylamine, propylamine, butylamine, triethylamine, dipropylamine, ethylpropylamine, ethanolamine, cyclohexylamine, pyrrid morpholine, ethylenediamine, used alone or as a mixture.
  • the refrigeration temperature required to extract the heaviest hydrocarbons from the gas is a function of the gas pressure and the desired recovery rate; it can for example be between +10 and -60 ° C and preferably between -10 and -40 ° C for a gas pressure for example between 0.1 and 25 MPa and preferably between 0.2 and 10 MPa .
  • This refrigeration can be provided either by an external refrigeration cycle, or by other means such as for example the expansion of the gas in a turbine or an expansion valve.
  • the dehydrated gas leaving the cooling step (c) can be the subject of an additional treatment.
  • the solvent leaving this washing zone can then be regenerated by lowering the pressure and / or heating and recycled.
  • the at least partially dehydrated and deacidified gas is withdrawn.
  • any other device known to a person skilled in the art making it possible to make such contact between the liquid phase and the gas phase can also be used.
  • a device can for example be constituted by a centrifugal contactor introduced into the well in which the counter-current flow of the two phases takes place under the effect no longer of gravity but under the effect of a centrifugal force , with a view to producing a phase separation device.
  • the gas phase at the top of the well is transported in line 3 which is an underwater gas pipeline of 0.09 meters in diameter over a distance of 11.2 km and arrives via line 5 at the reception terminal where its pressure is 6.95 MPa due to the pressure drop in the pipeline.
  • the gas is cooled to a temperature of -15 ° C in the heat exchanger E1 by a refrigerant external to the process, for example propane at - 25 ° C; this cooling causes partial condensation of the gas.
  • the cooled mixture leaving the exchanger E1 via line 6 consists of the non-condensed gas and on the one hand 155.1 kg / h of an aqueous liquid phase of a mixture of water, methanol and triethylamine , on the other hand 41 kg / h of a liquid hydrocarbon phase.
  • These three phases are separated in the settling tank B1 at a pressure substantially equal to the receiving pressure at the terminal; the uncondensed gas is drawn off through line 10 the liquid hydrocarbon phase is drawn off through line 7 and is recovered.
  • the aqueous liquid phase is drawn off via line 8, supplemented with a make-up consisting of 1.9 kg / h of methanol and 0.002 kg / h of triethylamine and circulating in line 11, taken up by pump P1 and returned under a pressure of 8.0 MPa through the conduit 9 disposed along the submarine pipeline to the production site where it arrives via the conduit 4 to be recycled upstream of the well head.

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Description

  • La présente invention concerne un procédé situé à l'intérieur et dans l'environnement d'un puits de gaz naturel ou de gaz à condensats pour la mise en oeuvre et la régénération d'additifs inhibiteurs d'hydrates et/ou de corrosion pour le transport et le traitement du gaz naturel sortant de ce puits vers un terminal de réception et de traitement.
  • Dans le cas de production de gaz naturel en zone difficile, c'est-à-dire en mer, ou à terre dans des zones éloignées ou peu accessibles, les compagnies productrices cherchent à expédier le gaz, qui peut être produit sur différents puits et collecté, vers un site central de traitement et de condititionnement après un minimum de transformations et/ou de traitement préalable, de manière à minimiser les coûts d'investissements et d'exploitation ; ceci revient à réduire les opérations sur le site de production à ce qui est strictement nécessaire pour que le transport du gaz par gazoduc jusqu'au site de traitement puisse être opéré sans incident : en effet, certains constituants du gaz naturel, à savoir l'eau et les gaz acides (CO2, H2S), nécessitent des précautions particulières.
  • L'eau étant présente dans le gisement, le gaz naturel est saturé en eau à la température de la production ; au cours du transport, le gaz subit en général une baisse de température qui provoque une condensation d'une partie de l'eau, mais qui peut également dans certaines conditions provoquer la formation de cristaux d'hydrates, qui sont des composés d'inclusion des molécules d'hydrocarbures dans des structures cristallines formées par les molécules d'eau et qui se forment à une température nettement supérieure à 0°C. Or la formation d'hydrates dans un gazoduc peut conduire à un bouchage et un arrêt de la production. Pour éviter cela, il est nécessaire, soit de déshydrater le gaz avant son transport, soit d'injecter dans le gaz un inhibiteur d'hydrates tel que le méthanol ou l'éthylèneglycol. Dans le premier cas, le gaz est en général traité dans une unité de lavage par le glycol pour ajuster le point de rosée eau à la valeur imposée pour le transport, ce dernier étant effectué en conditions monophasiques ; dans le deuxième cas, l'inhibiteur est introduit dans le gaz juste après la tête de puits et le transport s'effectue au moins partiellement en conditions diphasiques.
  • La plupart des gaz naturels contiennent en proportion plus ou moins importante des gaz acides, c'est-à-dire CO2 et/ou H2S. Ces composés ne peuvent en général pas être séparés sur le site de production et doivent être transportés avec le gaz. Or les gaz acides provoquent des corrosions dans les canalisations, surtout en présence d'eau. Il est donc nécessaire d'injecter dès la tête de puits des inhibiteurs de corrosion dans le gaz de façon à protéger les conduites, la corrosion pouvant provoquer à terme des ruptures de tuyauteries ou des fuites importantes de gaz. Ces inhibiteurs de corrosion sont injectés à l'état de traces, mais comme ce sont en général des produits onéreux, ils contribuent à accroître le coût de production du gaz.
  • Arrivé au site de traitement, le gaz, qui peut provenir de plusieurs puits différents collectés sur un même gazoduc, est en général déshydraté pour obtenir un point de rosée eau plus bas que celui qui est nécessité par le transport ; cette deuxième étape de déshydratation peut être effectuée dans la plupart des cas soit par une absorption de l'eau dans du glycol, soit par une adsorption de l'eau sur des tamis moélculaires; le procédé de déshydratation ainsi mis en oeuvre peut être différent de celui qui est utilisé sur le site de production pour assurer le point de rosée eau nécessaire au transport. Cette deuxième étape de déshydratation est indispensable si l'on veut pouvoir refroidir le gaz à une température relativement basse, qui peut être par exemple comprise entre -10 et -40°C, dans le but d'en extraire les liquides de gaz naturel, c'est-à-dire les hydrocarbures autres que le méthane qui peuvent être délivrés liquides à la température ambiante. Dans ces conditions, les additifs qui ont été injectés pour le transport (inhibiteurs de formation d'hydrates et inhibiteurs de corrosion) sont absorbés au cours du traitement et ne sont pas recyclés.
  • L'art antérieur est illustré par les brevets US-A-4456067, US-A-3348614, US-A-4416333 et notamment par le brevet FR 2 657 416 qui décrit une zone de contact d'un gaz naturel sortant d'un puits avec des additifs antihydrate et/ou anti-corrosion située à l'extérieur de ce puits. L'installation de cette zone de contact dans des milieux hostiles, en mer par exemple, pose toujours des problèmes techniquement difficiles à résoudre.
  • Par ailleurs, le brevet US-3-348.614 décrit un procédé pour prévenir la prévention d'hydrates, dans lequel du méthanol est injecté en tête de puits dans un espace annulaire entourant un tube de production de gaz. Le méthanol s'écoule dans cet espace annulaire et remonte à co-courant dans un tube intérieur avec le gaz. Ce procédé présente l'inconvénient d'être particulièrement coûteux en méthanol.
  • Le procédé selon l'invention correspond à une nouvelle mise en oeuvre de ces additifs anti-hydrates et/ou anti-corrosion qui permet leur recyclage.
  • Il a été découvert en effet que certains additifs (inhibiteurs de formation d'hydrates ou de corrosion) peuvent être récupérés et recyclés vers la tête de puits de production, ce qui permet d'en réduire la consommation de façon très importante et ainsi de diminuer les coûts de production du gaz.
  • Il a été également découvert que, lors du traitement qui est effectué sur le gaz au terminal après son transport, ces additifs jouent également un rôle positif, ce qui évite l'utilisation d'autres additifs.
  • De manière générale, le procédé de traitement et de transport d'un gaz naturel vers un terminal de réception et de traitement comprend les étapes suivantes :
    • a) On contacte dans des conditions de mise en contact appropriées la totalité dudit gaz sortant d'au moins un puits de production dans une zone de contact créée par une partie au moins du puits et de préférence la profondeur totale dudit puits avec une phase liquide provenant au moins en partie d'un recyclage (étape (e) ci-dessous) et renfermant à la fois de l'eau et au moins un additif anti-hydrate, ledit additif étant un composé non-hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, ledit composé étant au moins partiellement miscible à l'eau et se vaporisant à l'état pur ou sous une forme d'azéotrope à une température inférieure à la température de vaporisation de l'eau, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse, contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif.
    • b) On transporte ladite phase gazeuse de l'étape (a) dans une conduite vers au moins une zone d'échange thermique du terminal.
    • c) On refroidit dans des conditions adéquates ladite phase gazeuse provenant de l'étape (b), dans la zone d'échange thermique de manière à la condenser partiellement et à obtenir un gaz non condensé, le condensat obtenu comprenant au moins une phase aqueuse, qui contient au moins une partie dudit additif.
    • d) On sépare la phase aqueuse du gaz non condensé dans des conditions appropriées dans une zone de séparation et on soutire ledit gaz non condensé.
    • e) On recycle la phase aqueuse de l'étape (d) à l'étape (a), en la transportant dans une autre conduite vers la zone de contact.
  • Par gaz naturel, on entend des hydrocarbones gazeux et/ou liquides tels que ceux contenus dans les gaz à condensats.
  • Par composé "normalement liquide", on entend liquide dans les conditions normales de température et de pression.
  • Les avantages du procédé selon l'invention par rapport à celui de l'art antérieur sont les suivants :
    • -- la zone de contact étant le puits lui-même, on économise un dispositif de mise en contact externe,
    • -- la zone de contact peut atteindre une très grande hauteur (2000 m de hauteur par exemple) d'où une meilleure efficacité de strippage, d'autant plus élevée que la température du réservoir est haute.
    • -- On ne sort du puits de production que les hydrocarbures gazeux ou liquides. On ne se préoccupe donc pas de l'eau d'autant plus qu'elle est peut-être ré-introduite dans le réservoir puisqu'elle est compatible avec l'eau de gisement. Il n'y a donc pas de risque de précipitations de (cations) alcalins ou alcalino-terreux dans le réservoir et donc pas de risque de colmatage.
  • La proportion pondérale de solvant anti-hydrate dans l'eau est en général de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70%.
  • Selon un autre mode de mise en oeuvre de l'invention on peut introduire, avec l'additif anti-hydrate et l'eau, au moins un additif anti-corrosion, non hydrocarbure au moins partiellement miscible avec l'eau ou dispersable dans l'eau et se vaporisant de préférence à une température d'ébullition inférieure à celle de l'eau ou formant avec l'eau un azéotrope dont la température d'ébullition est inférieure à celle de l'eau, de façon à pouvoir être entraîné par le gaz au cours de l'étape (a) du procédé.
  • Selon ce mode, les proportions pondérales dans le mélange liquide aqueux sont habituellement les suivantes :
    • de 0,1 à 5% et de préférence de 0,3 à 1% d'additif anti-corrosion.
    • de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70% d'additif anti-hydrate.
    • de 9,9 à 89,9% et de préférence de 29,7 à 69,7% d'eau.
  • La proportion de phase liquide aqueuse introduite dans le puits correspond en règle générale à 0,05 à 5% en poids du débit massique de gaz à traiter et avantageusement de 0,1 à 1%, I'étape de mise en contact s'effectuant en général à une température et à une pression correspondant sensiblement à celle des gaz sortant de la roche réservoir c'est-à-dire celle régnant dans le puits de production, par exemple de 20 à 100°C sous 0,1 à 25 MPa.
  • On peut régler le débit de gaz sur la tête de puits de telle façon que la phase liquide aqueuse injectée provenant du recyclage s'écoule de haut en bas à contre-courant du gaz provenant du réservoir et circulant de bas en haut. Cette phase liquide peut s'écouler de préférence sur les parois du puits.
  • Pour accroître l'efficacité du contact entre la phase liquide et le gaz qui est déjà très importante en raison de la longueur de la zone de contact, on peut selon une variante du procédé, placer dans au moins une partie de la zone de contact, des éléments de garnissage tels que des garnissages structurés ou constitués d'éléments en vrac supportés par au moins un plateau fixe dans le puits.
  • La phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif qui s'accumule au fond du puits et peut être renvoyée dans la roche réservoir.
  • L'invention concerne aussi le dispositif utilisé pour le transport et le traitement d'un gaz naturel et en particulier l'utilisation du puits de gaz lui-même dans un dispositif mis en jeu pour le traitement d'un gaz naturel sortant de ce puits vers un terminal de réception et de traitement. Il comprend en règle générale les moyens suivants coopérant entre eux :
    • au moins un puits de préférence vertical (G1) reliant le réservoir (R) souterrain de gaz naturel sous pression à au moins une tête de puits (T1) adaptée à délivrer une phase gazeuse,
    • des moyens d'introduction dudit gaz adaptés à mettre le réservoir en communication avec le puits,
    • des moyens (4) d'introduction d'une phase liquide aqueuse, comprenant au moins un additif, reliés à des moyens de recyclage de ladite phase liquide au puits, de préférence en amont de tête du puits, l'amont de la tête du puits étant défini par rapport à la direction de l'écoulement du gaz ;
    • des moyens de transport (3,5) de la phase gazeuse sous pression contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif, reliés à la tête de puits (T1) et à des moyens E1 d'échange thermique sous pression du terminal,
    • des moyens (B1) de séparation d'une phase aqueuse liquide du gaz non condensé et traité, reliés aux moyens d'échange thermique dudit terminal,
    • des moyens (10) de récupération du gaz non condensé et traité reliés aux moyens de séparation (B1),
    • des moyens (8) de soutirage de la phase aqueuse reliés aux moyens de séparation et
    • lesdits moyens de recyclage (PI, 9, 4) de la phase aqueuse reliés aux moyens de soutirage, comprenant une conduite connectée au puits (T1), de préférence en amont de la tête de puits.
  • L'invention sera mieux comprise au vu des figures ci-dessous illustrant de manière schématique et non limitative des modes particuliers de réalisation du procédé, parmi lesquelles :
    • -- La figure 1 montre le dispositif selon l'invention.
    • -- La figure 2 illustre la présence de plusieurs puits de gaz avec les additifs de l'invention.
    • -- La figure 3 représente un schéma de production opérant avec quatre puits et une plateforme centrale de traitement.
  • Le principe du procédé selon l'invention est illustré par le schéma de la figure 1, appliqué à titre d'exemple à un gaz naturel renfermant du méthane, des hydrocarbures supérieurs associés, des gaz acides (dioxyde de carbone, hydrogène sulfuré) et saturé en eau dans les conditions de température et de pression de la production. Ce gaz naturel provient d'une roche réservoir R en communication avec au moins un puits de production G1, qui peut être situé sous la mer.
  • Le gaz naturel monte dans le puits de production G1 dont la position est de préférence sensiblement verticale. Il est mis en contact, de préférence à contre-courant dans une zone de contact G1 créée en amont de la tête du puits et qui est au moins une partie du puits de production, avec un mélange constitué d'eau, d'au moins un solvant inhibiteur d'hydrate seul ou en mélange avec au moins un additif inhibiteur de corrosion et provenant d'un conduit 4 muni d'une vanne 20 et connecté avantageusement en amont de la tête de puits, de préférence au voisinage de celle-ci. On évacue en tête du puits par une duse et un conduit 3, une phase gazeuse chargée de solvant et d'additif. En fond du puits la phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et d'additif retourne dans le réservoir. La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la conduite 3 sur une distance qui peut être de plusieurs kilomètres et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où le gaz peut être traité avant son expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite 5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire au traitement dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce qui provoque une condensation partielle ce refroidissement ne provoque pas de phénomène de formation d'hydrate en raison de la présence du solvant inhibiteur dans le gaz en quantité suffisamment importante. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué d'un condensat comprenant une phase liquide aqueuse qui contient la plus grande partie de l'eau, du solvant et de l'additif qui se trouvaient dans le gaz sortant de la zone de contact G1 par le conduit 3, et d'une phase gazeuse dite pauvre appauvrie en hydrocarbures lourds. Ces deux phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des hydrocarbures lourds qu'il contenait à l'entrée dans le conduit G1, est soutiré par le conduit 10; la phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée éventuellement d'un appoint de solvant et d'additif circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes, reprise par la pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le site de production où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée.
  • Si la proportion d'hydrocarbures plus lourds que le méthane est relativement importante, au cours du refroidissement, il se forme une phase hydrocarbure liquide. Dans ce cas illustré par la figure 1, cette phase hydrocarbure liquide est séparée de la phase aqueuse dans le ballon B1 et évacuée par le conduit 7.
  • Dans l'ensemble du procédé décrit, les phénomènes de formation d'hydrates et de corrosion ne se produisent pas, du fait qu'ils sont inhibés par la présence du solvant anti-hydrate et de l'additif anti-corrosion qui protègent la totalité de l'installation. Un des avantages du procédé selon l'invention est que les additifs anti-hydrates et anti-corrosion qui sont utilisés sont efficaces sur l'ensemble de l'installation, c'est-à-dire la zone de contact à l'intérieur du puits G1, la conduite de transport qui permet d'acheminer le gaz de la zone de production jusqu'au terminal de réception et la zone de traitement au cours de laquelle le gaz naturel est séparé de l'eau et des hydrocarbures les plus lourds.
  • Lorsqu'il se forme au cours de l'étape de refroidissement (c) une phase hydrocarbure liquide, elle est séparée de la phase aqueuse par décantation et évacuée.
  • Le procédé selon l'invention peut s'appliquer au cas où du gaz naturel est produit par plusieurs puits distants les uns des autres.
  • Dans ce cas, au moins un de ces puits peut être utilisé comme zone de contact G1, et la totalité de la production peut être envoyée par un réseau approprié de conduites vers un terminal de réception qui traitera l'ensemble de la production de gaz ; la phase liquide aqueuse recyclée soutirée par le conduit 8 est ensuite redistribuée aux différents puits utilisés comme zones de contact G1 :
    La figure 2 illustre le cas où deux puits sont traités par le procédé selon l'invention. Sur cette figure, les équipements qui sont les mêmes que ceux qui sont représentés sur la figure 1 sont désignés par les mêmes notations. Dans cet exemple, le gaz naturel est produit par deux puits principaux et il est supposé contenir du méthane, des hydrocarbures supérieurs associés et être saturé en eau dans les conditions de température et de pression de la production. Sur le premier site, le gaz naturel sortant d'une tête de puits de production est traité comme décrit ci-dessus pour la figure 1. Sur le deuxième site, le gaz naturel montant d'un autre puits est traité par le contact dans la zone de contact G2, qui est une partie au moins du puits et de préférence la totalité du puits, avec un mélange constitué d'eau et de solvant inhibiteur d'hydrate provenant du conduit 24. On évacue en tête, par le conduit 23, une phase gazeuse chargée de solvant. En fond du puits on renvoie au réservoir une phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et d'additif. La phase gazeuse de tête est transportée dans la conduite 23 et elle est mélangée dans la conduite 5 au gaz provenant du premier site de production et circulant dans la conduite 3. La totalité du gaz est transportée sur une distance qui peut être de plusieurs kilomètres et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où le gaz peut être traité avant son expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite 5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire au traitement dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce qui provoque une condensation partielle ; ce refroidissement ne provoque pas de phénomène de formation d'hydrate en raison de la présence du solvant inhibiteur dans le gaz en quantité suffisamment importante. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué d'une phase liquide aqueuse qui contient la plus grande partie de l'eau et du solvant qui se trouvaient d'une part dans le gaz sortant de la zone de contact G1 par le conduit 3 et d'autre part dans le gaz sortant de la zone de contact G2 par le conduit 23, d'une phase liquide d'hydrocarbures constituée des hydrocarbures les plus lourds du gaz et d'une phase gazeuse dite pauvre appauvrie en hydrocarbures lourds. Ces trois phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des hydrocarbures lourds qu'il contenait à l'entrée dans le procédé, est soutiré par le conduit 10 ; la phase liquide d'hydrocarbures est soutirée par le conduit 7 ; la phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée d'un appoint de solvant circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes et reprise d'une part par la pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le premier puits où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée, et d'autre part par la pompe P2 et renvoyée par le conduit 26 vers le deuxième puits où elle arrive par le conduit 24 pour être recyclée.
  • Sur la figure 3 est représenté un exemple de schéma de production opérant avec quatre puits distants les uns des autres notés respectivement PS1, PS2, PS3 et PS4 qui constituent les zones de contact. Le gaz chargé en solvant en additif et en vapeur d'eau est acheminé par les conduites 100 à partir du puits PS1, 200 à partir du puits PS2, 300 à partir du puits PS3, 400 à partir du puits PS4 jusqu'à une plateforme centrale ou terminal de traitement PTC. Sur cette plateforme centrale de traitement PTC, le gaz est refroidi de manière à obtenir une phase aqueuse et un gaz partiellement déshydraté, dont le point de rosée eau respecte la spécification de transport qui lui impose une valeur, par exemple inférieure ou égale à -10°C. Le gaz ainsi obtenu est comprimé par un compresseur placé sur la plateforme PTC et évacué par la conduite 500.
  • La phase aqueuse est renvoyée vers les puits de production PS1, PS2, PS3 et PS4 par les pompes qui renvoient par les conduites 101, 201, 301 et 401 des débits de phase aqueuse proportionnels aux débits de gaz acheminés par les conduites 100, 200, 300 et 400. Au niveau de chaque puits de production le contact entre le gaz montant dans le puits et la solution aqueuse recyclée permet de charger en additif le gaz produit et de renvoyer dans le réservoir en fond de puits une phase aqueuse substantiellement débarrassée de l'additif qu'elle contenait au départ.
  • Sur la plateforme PTC, une réserve d'additif, renouvelée périodiquement, permet par un appoint régulier de compenser les pertes d'additif.
  • Le solvant anti-hydrate peut être avantageusement par exemple le méthanol. Il peut être également choisi par exemple parmi les solvants suivants : méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropyléther, méthyltertiobutyléther, diméthoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol, utilisés seuls ou en mélange.
  • L'additif anti-corrosion peut être choisi de préférence parmi les composés organiques de la famille chimique des amines, tels que la diéthylamine, la propylamine, la butylamine, la triéthylamine, la dipropylamine, l'éthylpropylamine, l'éthanolamine, la cyclohexylamine, la morpholine pyrridique, l'éthylènediamine, utilisés seuls ou en mélange.
  • Au terminal de traitement, la température de réfrigération nécessaire à l'extraction des hydrocarbures les plus lourds du gaz est fonction de la pression du gaz et du taux de récupération désiré ; elle peut être par exemple comprise entre +10 et -60°C et de préférence entre -10 et -40°C pour une pression de gaz comprise par exemple entre 0,1 et 25 MPa et de préférence entre 0,2 et 10 MPa. Cette réfrigération peut être assurée soit par un cycle de réfrigération externe, soit par d'autres moyens tels que par exemple la détente du gaz dans une turbine ou une vanne de détente.
  • La gaz déhydraté sortant de l'étape de refroidissement (c) peut faire l'objet d'un traitement complémentaire. Il peut être nécessaire en particulier d'éliminer au moins en partie les gaz acides qu'il contient. Dans ce cas, il est avantageux d'utiliser le même solvant que celui qui est utilisé pour inhiber la formation d'hydrates, par exemple le méthanol, à basse température en effectuant un lavage du gaz à contre-courant dans une colonne à garnissage ou à plateaux. Le solvant sortant de cette zone de lavage peut être alors régénéré par abaissement de pression et/ou chauffage et recyclé. Le gaz déshydraté et désacidifié au moins en partie est soutiré.
  • Différents équipements connus de l'homme de l'art peuvent être utilisés pour réaliser les différentes étapes du procédé.
  • Tout autre dispositif connu de l'homme de l'art permettant de réaliser un tel contact entre le phase liquide et la phase gazeuse peut être également utilisé. Un tel dispositif peut être par exemple constitué par un contacteur centrifuge introduit dans le puits dans lequel l'écoulement à contre-courant des deux phases s'effectue sous l'effet non plus de la gravité mais sous l'effet d'une force centrifuge, en vue de réaliser un dispositif de séparation de phases.
  • Le procédé selon l'invention peut être illustré par l'exemple suivant :
    • EXEMPLE 1 :
  • Dans cet exemple, on procède selon le schéma de la figure 1. Un gaz naturel est produit sur un site, et traverse le puits vertical sur une hauteur totale de 1000 mètres. Sa pression est de 7,5 MPa (abs) et sa température dans le puits est de 80°C; sa composition est donnée sur le tableau 1 et il est saturé en eau. Son débit est de 12,3 tonnes/h, ce qui correspond à 0,35 million de normaux mètres cube par jour. Tableau 1
    CONSTITUANT % Poids
    CO2 5,1
    Méthane 76,2
    Ethane 8,2
    Propane 5,6
    Isobutane 1,1
    N-butane 2,1
    Isopentane 0,6
    N-pentane 0,6
    C6+ 0,5
  • Il est mis en contact , dans la zone de contact G1 à l'intérieur du puits vertical, avec 157 kg/h d'un mélange constitué d'eau, de 49,2 % poids de méthanol en tant que solvant inhibiteur d'hydrates et 0,5 % poids de triéthylamine en tant qu'additif inhibiteur de corrosion et provenant du conduit 4. On évacue en tête, par le conduit 3, une phase gazeuse chargée de vapeur d'eau de méthanol et triéthylamine. En fond, on renvoie au réservoir une phase aqueuse d'un débit de 77,7 kg/h et contenant moins de 0,1 % poids de méthanol et une quantité non détectable de triéthylamine. La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la conduite 3 qui est un gazoduc sous-marin de 0,09 mètre de diamètre sur une distance de 11,2 km et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où sa pression est de 6,95 MPa du fait de la perte de charge dans le gazoduc. Le gaz est refroidi jusqu'à une température de -15°C dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé par exemple du propane à - 25°C ; ce refroidissement provoque une condensation partielle du gaz. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué du gaz non condensé et d'une part de 155,1 kg/h d'une phase liquide aqueuse d'un mélange d'eau, de méthanol et de triéthylamine, d'autre part de 41 kg/h d'une phase liquide d'hydrocarbures. Ces trois phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 à une pression sensiblement égale à la pression de réception au terminal ; le gaz non condensé est soutiré par le conduit 10 la phase liquide d'hydrocarbures est soutirée par le conduit 7 et est récupérée. La phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée d'un appoint constitué de 1,9 kg/h de méthanol et de 0,002 kg/h de triéthylamine et circulant dans le conduit 11, reprise par la pompe P1 et renvoyée sous une pression de 8,0 MPa par le conduit 9 disposé le long du gazoduc sous-marin vers le site de production où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée en amont de la tête du puits.

Claims (13)

  1. Procédé de traitement et de transport d'un gaz naturel sortant d'au moins un puits de production en communication avec une roche réservoir, vers un terminal de réception et de traitement, comprenant les étapes suivantes :
    a) On contacte dans des conditions de mise en contact à contre-courant le gaz sortant du puits de production dans une zone de contact avec une phase liquide provenant au moins en partie d'un recyclage (étape (e) ci-dessous) et renfermant à la fois de l'eau et au moins un additif antihydrate, ledit additif étant un composé non-hydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, ledit composé étant au moins partiellement miscible à l'eau et se vaporisant à l'état pur ou sous une forme d'azéotrope à une température inférieure à la température de vaporisation de l'eau, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée et une phase gazeuse contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif.
    b) On transporte ladite phase gazeuse de l'étape (a) dans une conduite vers au moins une zone d'échange thermique dudit terminal.
    c) On refroidit dans des conditions adéquates ladite phase gazeuse provenant de l'étape (b) dans la zone d'échange thermique de manière à la condenser partiellement et à obtenir un gaz non condensé, le condensat obtenu comprenant au moins une phase aqueuse, qui contient au moins une partie dudit additif.
    d) On sépare la phase aqueuse du gaz non condensé dans des conditions appropriées dans une zone de séparation et on soutire ledit gaz non condensé.
    e) On recycle la phase aqueuse de l'étape (d) à l'étape (a), en la transportant sous des conditions de pression appropriées dans une autre conduite vers la zone de contact, caractérisé en ce que la zone de contact est créée par une partie au moins du puits de production et de préférence par la profondeur totale du puits.
  2. Procédé selon la revendication 1 dans lequel la proportion pondérale d'additif anti-hydrate dans la phase liquide recyclée est de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70%.
  3. Procédé selon la revendication 1 dans lequel on met en contact ledit gaz avec la phase liquide recyclée renfermant en outre au moins un additif anti-corrosion qui est un composé non hydrocarbure normalement liquide, autre que l'eau, ledit composé étant au moins partiellement miscible à l'eau ou dispersable dans l'eau et se vaporisant à l'état pur ou sous forme d'azéotrope à une température inférieure à la température de vaporisation de l'eau et dans lequel les proportions pondérales dans la phase liquide recyclée sont les suivantes :
    - de 0,1 à 5% et de préférence de 0,3 à 1% d'additif anti-corrosion,
    - de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70% d'additif anti-hydrate,
    - de 9,9 à 89,9% et de préférence de 29,7 à 69,7% d'eau.
  4. Procédé selon l'une des revendications 1 à 3 dans lequel, selon l'étape (a) la proportion de phase liquide recyclée par rapport au débit massique du gaz sortant du puits est de 0,05 à 5% en poids et de préférence de 0,1 à 1%, la température étant sensiblement comprise entre 20 et 100°C et la pression de 0,1 à 25 MPa.
  5. Procédé selon l'une des revendications 1 à 4 caractérisé en ce que, au cours de l'étape (c), le condensat comprend une phase aqueuse et une phase liquide hydrocarbure, la phase hydrocarbure étant séparée de la phase aqueuse par décantation au cours de l'étape (d) et évacuée.
  6. Procédé selon l'une des revendications 1 à 5 caractérisé en ce que ledit gaz de production est produit par au moins 2 puits différents et en ce que l'étape (a) est réalisée dans au moins un puits et en ce que les phases gazeuses sortant des puits sont mélangées avant de subir l'étape (b).
  7. Procédé selon l'une des revendications 1 à 6 caractérisé en ce que l'additif anti-hydrate est au moins un composé choisi dans le groupe formé par le méthanol, le méthylpropyléther, le diméthoxyméthane, le diméthoxyéthane, l'éthanol, le méthoxyéthanol et le propanol et en ce que l'additif anti-corrosion est au moins un composé choisi dans le groupe formé par la diéthylamine, la propylamine, la butylamine, la triéthylamine, la dipropylamine, l'éthylpropylamine, l'éthanolamine, la cyclohexylamine, la morpholine pyrridique et l'éthylène diamine.
  8. Procédé selon l'une des revendications 1 à 7 caractérisé en ce que la température de réfrigération de l'étape (c) est comprise entre +10 et -60°C et de préférence entre -10 et -40°C.
  9. Procédé selon l'une des revendications 1 à 8 caractérisé en ce que l'étape (a) est réalisée sous la mer, le gaz étant transporté au cours de l'étape (b) par une conduite sous-marine.
  10. Procédé selon l'une des revendications 1 à 9 caractérisé en ce que le gaz sortant de l'étape (d) subit un traitement complémentaire par lavage à froid à l'aide d'un solvant utilisé comme additif au cours de l'étape (a), en vue d'éliminer au moins une partie des gaz acides contenus dans ledit gaz.
  11. Procédé selon l'une des revendications 1 à 10 dans lequel on place dans au moins une partie de la profondeur du puits des éléments de garnissage.
  12. Procédé selon l'une des revendications 1 à 11, dans lequel la phase liquide aqueuse de l'étape (a) est renvoyée dans la roche réservoir.
  13. Procédé selon l'une des revendications 1 à 12, dans lequel une partie au moins de la zone de contact contient des éléments de garnissage.
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