NO326573B1 - Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. - Google Patents
Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. Download PDFInfo
- Publication number
- NO326573B1 NO326573B1 NO20071495A NO20071495A NO326573B1 NO 326573 B1 NO326573 B1 NO 326573B1 NO 20071495 A NO20071495 A NO 20071495A NO 20071495 A NO20071495 A NO 20071495A NO 326573 B1 NO326573 B1 NO 326573B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- stream
- carbon dioxide
- fluid
- mixer
- cooler
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 77
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 65
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 65
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 41
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 131
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 63
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 63
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 59
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 35
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 9
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 8
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 8
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 4
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 claims 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 20
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 14
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 5
- 230000006911 nucleation Effects 0.000 description 4
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 description 4
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Natural products C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 3
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;hydrate Chemical compound O.O=C=O VTVVPPOHYJJIJR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 2
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 2
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 2
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- -1 natural gas hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N n-butane Chemical compound CCCC IJDNQMDRQITEOD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N n-pentane Natural products CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 239000005871 repellent Substances 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/14—Arrangements for supervising or controlling working operations for eliminating water
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et system for behandling av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann. Strømmen av hydrokarboner føres inn i en blander hvor den blandes med flytende karbondioksid før den resulterende blanding avkjøles i en kjøler og føres til en reaktor hvor alt vann tilstede i hydrokarbonstrømmen vil bli i form av gasshydrater, og angitte strøm føres til en rørledning for å bli transportert til sitt bestemmelsessted. Kjølingssystemet kan omfatte en choke eller en blander hvor den varme hydrokarbonstrømmen blandes med en kald strøm av hydrokarboner.
Description
Foreliggende oppfinnelsen angår en fremgangsmåte og et system for transportering av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann. Ved fremgangsmåten føres strømmen gjennom et behandlings- og transportsystem som omfatter en rørledning.
Leting og utvikling av nye gass- og oljeressurser har i de siste tiår beveget seg vekk fra relativt lett tilgjengelige kontinentale farvann og mot større havdyp. Denne tendensen er for tiden mest synlig i Den meksikanske Golf, Brasil, Barentshavet, Vest-Australia og Nordsjøen. Denne utviklingen medfører flere teknologiske utfordringer.
I Nordsjøen har anvendelse av undersjøiske templater og rørledningstransport av brønnstrømmer i fler-fase-rørledninger tradisjonelt vært begrenset til noen få titalls kilometer. Bedre simulerings- og konstruksjonsverktøy har imidlertid ført til bedre utstyr slik at denne løsningen nå anvendes ved overføring over distanser på opp til 110 km i Den meksikanske Golf.
Det ene mest utfordrende problemet for lange transporter av gass på dypt vann offshore er tilstedeværelsen av naturlige gasshydrater. Naturlig gasshydrat er en islignende forbindelse som består av lette-hydrokarbonmolekyler innkapslet i en ellers ustabil vannkrystallstruktur. Disse hydratene dannes ved høyt trykk og lave temperaturer når en egnet gass og fritt vann er tilstede. Disse krystallene kan avsettes på rørveggene og i utstyr, og kan i de verste tilfellene føre til fullstendig tilstopping av systemet. Kostbare og tidkrevende operasjoner kan være nødvendig for å gjenopprette strømmen. I tillegg til bare de økonomiske konsekvenser, er det også mange farer forbundet med dannelse og fjerning av hydrat, og det er kjente tilfeller hvor rørledninger har sprukket og menneskeliv er gått tapt p.g.a. gasshydrater i rørledninger. Selv om hydrat vanligvis anses som et problem hovedsakelig for gassproduksjon, er det også et betydelig problem for kondensat- og oljeproduksjonssystemer.
Det er flere tilgjengelige metoder for å løse hydratproblemer. Så langt har den vanligste filosofien vært å ta skritt for å unngå enhver hydratdannelse i det hele tatt. Dette kan oppnås ved å holde trykkene lave (ofte ikke mulig ut fra strømnings-betraktninger), holde temperaturen høy (vanligvis ved isolering - som ikke beskytter mot avbrudd eller lange distanser), fjerne vannet fullstendig (kostbart utstyr og vanskelig å utføre), eller ved å tilsette kjemikalier som undertrykker hydratdannelsen termodynamisk. Isolering anvendes meget ofte, men er ikke tilstrekkelig alene. Kjemisk tilsetning av inhibitorer eller additiver, særlig mono etylenglykol (MEG) eller metanol (MeOH), er derfor den mest utbredte hydrat-kontrollmekanismen i industrien i dag. Disse frysevæskene utvider trykk-temperatur-området for sikker drift, men behøves i store mengder. En tilsetning i størrelsesorden opptil 50 vekt% av den totale vannfraksjonen er ikke uvanlig. Behovet for så store mengder setter store krav til logistikk for transport, lagrings-kapasitet, injeksjon og regenereringsutstyr. Transport- og injeksjonsprosessene er i særdeleshet for MeOH også beheftet med mye lekkasjer og tap.
Delvis p.g.a. de store mengdene og de høye omkostningene som det er tale om ved anvendelse av tradisjonelle inhibitorer som MEG, har det over de to siste tiår vært forsket mye for å finne kjemikalier som kan være effektive til å bekjempe hydrater ved langt lavere konsentrasjoner. Mange oljeselskaper og forsknings-institutter har bidratt til denne forskningen, og for tiden er resultatene delt i tre hovedkategorier: kinetiske inhibitorer, dispergeringsmidler og modifiseringsmidler. Kinetiske inhibitorer har en affinitet for krystalloverflaten og kan således anvendes for å hindre hydratkrystall-vekst. Dispergeringsmidler virker som emulgerings-midler som dispergerer vann som små dråper i hydrokarbon-væskefasen. Dette begrenser mulighetene for hydratpartikler til å vokse seg store eller til å klumpe seg sammen. Modifiseringsmidlene er til en viss grad en kombinasjon av de to andre metodene, idet de binder seg til krystalloverflaten, samtidig som de virker som dispergeringsmidler i den flytende hydrokarbonfasen. Disse metodene har vært delvis vellykket, men øker operasjonskostnadene betydelig. En betydelig ulempe ved de fleste effektive kjemiske tilsetningsstoffene er at de har miljø-messige negative virkninger.
Det er en gryende forståelse innen olje- og gassindustrien for at hydratpartikler i en strømningssituasjon ikke nødvendigvis er et problem i seg selv. Hvis partiklene ikke avsettes på vegger eller utstyr og ikke har en stor innvirkning på strømnings-egenskapene (d.v.s. deres konsentrasjon ikke er for stor), vil de ganske enkelt strømme med resten av fluidene uten å skape en problematisk situasjon. Utfordringen vil derfor være å bringe denne situasjonen under kontroll og sikre at hydratdannelsen ikke finner sted vilkårlig gjennom strømningssystemet.
I GB2358640 er det vist en metode for transportering av en flytende hydrokarbon-strøm, innholdende vann, gjennom et behandlings- og et transportsystem som inkluderer en rørledning. I denne metoden blir en varm strøm av fluide hydrokarboner introdusert til en reaktor (for eksempel en rørledning) hvor den blir blandet med en kald strøm av flytende hydrokarboner som inneholder partikler av gasshydrater. Utgående strøm fra reaktoren kan bli videre nedkjølt i en kjøler (for eksempel ren uisolert rørledning) for å sørge for at alt fritt vann i strømmen er i form av gasshydrater. Strømmen kan deretter bli delt i to, hvorav en strøm inneholdende en gitt mengde gasshydratpartikler returneres til reaktoren, mens den andre strømmen ledes til en rørledning for å bli transportert til sitt bestemmelsessted.
Et annet trekk som absolutt vil påvirkes av foreliggende oppfinnelse, er korrosjon i undersjøiske rørledninger. Store pengesummer og store ressurser med hensyn til materialer og tid er involvert i beskyttelse av rørledninger mot korrosjon, for eksempel ved konservativ design (veggtykkelse i rørledningen dvs. stålkvantitet eller kvalitet) og ved anvendelse av korrosjonsinhibitorer. Selv om de ikke nødvendigvis anvendes i samme mengder pr. rørledning som hydratinhibitorene, vil den totale mengden av kjemikalier være store, ettersom de anvendes i et så stort antall rørledninger. Korrosjonsinhibitorer har ofte skadelige virkninger på miljøet. Mye av korrosjonen på rørledning og prosessutstyr er knyttet til fritt vann, og de vellykkede resultater ifølge foreliggende oppfinnelse vil kunne redusere dette problemet betydelig.
Denne oppfinnelse tilveiebringer en ny fremgangsmåte for forbehandling av fluide hydrokarboner, hovedsakelig gass men ikke begrenset til, inneholdende vann som strømmer gjennom et behandlings- og transportsystem, innbefattet en rørledning. I henhold til oppfinnelsen føres strømmen av fluide hydrokarboner inn i en blander (7) hvor den blandes med flytende karbondioksid (6) fra en injektor, den resulterende blandingen avkjøles til en temperatur under hydratlikevektstemperaturen i en kjøler (8), som kan være en choke, og deretter ført til en reaktor hvor alt vann tilstede i hydrokarbonstrømmen vil bli i form av gasshydrater før angitte strøm føres til en rørledning for å bli transportert til sitt bestemmelsessted.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en anordning for å behandle en fluid hydrokarbonstrøm som inneholder vann, omfattende i strømningsretningen, et hydrokarboninnløp (1), en blander (7) med et innløp for flytende karbondioksid (6), en andre kjøler (8) og en reaktor (9) hvor alt vann i hydrokarbonstrømmen vil omdannes til gasshydrater og en rørledning (11) for å transportere strømmen til sitt bestemmelsessted.
Den nevnte strømmen av fluide hydrokarboner vil normalt komme fra et borehull og vil være forholdsvis varm og vil være under trykk. Når strømmen av fluide hydrokarboner delvis består av flytende olje eller kondensat, foretrekkes det vanligvis å avkjøle strømmen av hydrokarboner i en første kjøler før strømmen innføres i den ovennevnte blander. I noen tilfeller er det ønskelig å tilsette visse kjemikalier, som korrosjonsinhibitorer, til strømmen oppstrøms i forhold til reaktoren.
Fremgangsmåten er særlig egnet i de tilfeller hvor transporten finner sted ved forholdsvis lave temperaturer, både på land i et kjølig klima og på sjøbunnen.
Systemet inneholder de følgende elementer angitt i strømningsretningen og forbundet med hverandre slik at hydrokarbonene kan passere gjennom hele systemet som illustrert i Figur 1:
Systemet kan inneholde en
forbindelse til en hydrokarbonkilde inneholdende vann (1),
en første blander (2) for hydrokarbonfluid og tilsetningsstoffer (3),
en første kjøler (4),
en andre blander (5),
en tredje blander (7) for hydrokarbonfluid og flytende karbondioksid (6),
en andre kjøler (8),
en reaktor (9),
en tredje kjøler (10) og
en rørledning (11).
Denne oppfinnelsen kan bli implementert i flere ulike konfigurasjoner for å tilpasses ulike forhold og sammensetninger av hydrokarbonstrømmen. Når strømmen av fluide hydrokarboner delvis består av væske (olje, kondensat, vann) vil systemet fortrinnsvis inneholde en første kjøler (4) og en blander (5) oppstrøms til en andre kjøler (8). Kjøleren (8) kan være en del av reaktoren (9).
Miksingen (7) av hydrokarbonfluid og flytende karbondioksid (6) kan utføres ved injeksjon av det flytende karbondioksidet inn i strømmen av fluide hydrokarboner. En injektor kan være hvilken som helst type av injektor, men fortrinnsvis av en type som distribuerer det flytende karbondioksidet som mange og små dråper med et stort totalt overflateareal.
Innsiden av systemet, særlig innsiden av første kjøler (4), blanderne (5) og (7), kjøleren (8), reaktoren (9) og den tredje kjøleren (10) kan belegges med et vann-avstøtende materiale. Rørledningene mellom komponentene kan også hensiktsmessig være forsynt med et slikt belegningsmateriale.
Når omgivelsene er forholdsvis kjølige, kan én eller begge av kjølerne (4) og (10) være uisolerte rør. Når omgivelsestemperaturen er tilstrekkelig lav, vil dette gi tilstrekkelig avkjøling uten noe annet kjølemedium.
I mange tilfeller er det hensiktsmessig å tilsette forskjellige kjemikalier (3) til strømmen av hydrokarboner, spesielt ved oppstart og nedstengning av flytende karbondioksidtilførsel og ved endringer i driftsbetingelsene. Systemet kan derfor inneholde en blander (2) for slike tilfeller og utstyr for tilførsel av kjemikalier (3) til strømmen.
I det følgende vil fremgangsmåten og systemet bli beskrevet mer i detalj, igjen med henvisning til Figur 1.
I den første utføringsformen blandes en varm fluid strøm av hydrokarboner inneholdende vann under trykk (1) med hvilke som helst ønskede kjemikalier (3) i en blandingsinnretning (2). Hvis flytende vann/olje/kondensat opprinnelig er tilstede i fluid strømmen, kan mesteparten av væsken fraskilles før blanding med kjemikaliene. De kjemikaliene det er tale om kan være hvilke som helst type kjemikalier brukt for transport / lagring av nevnte fluid. De anvendte kjemikaliene bør være akseptable for miljøet og bør generelt bare anvendes under oppstart og nedstengning av hydrokarbon fluid strøm (1) og/eller flytende karbondioksid (6). Ved kontinuerlig drift bør kjemikaliene kunne utelates fullstendig.
Fluidet fra blanderen (2) kan avkjøles til en temperatur like over hydratlikevekts-kurven for fluidet (smeltekurven for hydrat) i en kjøler (4). På havbunnen kan denne kjøleren være et uisolert rør, eller den kan være en hvilken som helst type kjøler.
Hvis fluidstrømmen fra kjøler (4) inneholder væske, føres den til en blander (5) som kan være en hvilke som helst blander. Blanderen fordeler væsken i hydrokarbonfluidet som dråper. Det skal legges merke til at blanderen ikke er absolutt nødvendig. Spørsmålet om hvorvidt en blandingsoperasjon er nødvendig, vil være avhengig av fluidets egenskaper, dvs. fluidets evne til å fordele væsken som dråper i fluidstrømmen uten annen innvirkning enn den turbulens som finner sted når fluidet strømmer gjennom et rør. Blanderen (5) kan være en del av kjøler (4) eller blander (7).
Fluidet fra den første kjøleren (4) eller blander (5) føres til en blander (7), som kan være en hvilken som helst blander, hvor den blandes med flytende karbondioksid fra (6). I blanderen (7) blir flytende karbondioksid injisert inn i strømmen av fluide hydrokarboner som små dråper ved en hvilken som helst injektor. Diameteren til karbondioksiddråpene er fortrinnsvis mindre enn 1 mm. Det flytende karbondioksid kan alternativt bli injisert inn i strømmen av fluide hydrokarboner ved ethvert punkt fra kjøler (4) til reaktor (9).
Etter blanderen (7) blir den fluide strømmen ført til en andre kjøler, som kan være en choke (8), hvor den fluide strømmen kjøles til en temperatur under hydratlikevektstemperaturen for den fluide hydrokarbonstrømmen, fortrinnsvis til en temperatur lavere enn 20 °C. Den fluide strømmen fra kjøler (8) blir ført til reaktoren (9). Reaktoren (9) kan være en rørledning.
De flytende karbondioksiddråpene i blander (7), kjøler (8) og reaktor (9) vil være under karbondioksidets partielle damptrykk. Karbondioksidgass vil derfor starte å fordampe fra overflaten til dråpene. Denne prosessen vil avkjøle karbondioksiddråpene, noe som gjør dem til et ideelt sted for hydratnukleasjon (karbondioksid-hydrat) når de kontaktes med fritt vann i fluidstrømmen eller fortrinnsvis med vann som kondenserer fra fluidstrømmen ved temperaturfallet i kjøler (8). Når denne nukleasjonen forekommer på overflaten til karbondioksiddråpene vil dråpene bli dekket av et tynt hydratlag. Imidlertid vil varme fra det omliggende fluidet samt varme fra hydratdannelse (både på karbondioksiddråpene og andre steder i fluid-strømmen) i kjøler (8) og reaktor (9) føre til mer fordampning av karbondioksid fra de flytende karbondioksiddråpene. Den indre trykkoppbyggingen i de hydratdekkede flytende karbondioksiddråpene og/eller strømningsturbulens vil bryte opp hydratlaget på overflaten av dråpene. Hydratlaget vil dermed bli støtt ut i fluid-strømmen og et nytt hydratlag vil dannes på overflaten av de flytende karbondioksiddråpene. Denne prosessen vil gjentas inntil all flytende karbondioksid er fordampet og/eller løst i fluidstrømmen eller alt fritt vann i fluidstrømmen er forbrukt.
Fra reaktor (9) vil fluidet bli nedkjølt i en tredje kjøler (10) til omgivelsestemperaturen. På havbunnen kan denne kjøleren være et uisolert rør. Kjøler (10) kan være av en hvilken som helst type og kan være integrert som en del av reaktor (9). Etter kjøler (10) vil fluidet ha omgivelsestemperatur og føres til en rørledning (11).
Tørre hydratpartikler dannet på eller ved karbondioksiddråpene i den fluide strømmen vil bli stabile hvis temperaturen til den fluide strømmen i choke (8) eller reaktor (9) er under hydratlikevektstemperaturen (underkjølt) til hydrokarbonfluidet. Vann som kondenserer på grunn av lavere temperaturer i kjøler (10) vil fukte de tørre hydratpartiklene og umiddelbart bli konvertert til hydrat (med hydratdannende gasskomponenter fra hydrokarbon fluidstrømmen). Nytt hydrat som dannes vil derfor øke størrelsen på hydratpartiklene, samt danne nye små hydratpartikler når større hydratpartikler går i oppløsning.
I den andre utføringsformen (Figur 2) av oppfinnelsen kan kjøler (8) bli erstattet med en blander (12) hvor varm hydrokarbon fluidstrøm og flytende karbondioksid fra blander (7) blandes med en kald fluidstrøm av hydrokarboner (13). I blander (12) vil den varme fluidstrømmen fra blander (7) bli nedkjølt til en temperatur under hydratlikevektstemperaturen til de blandede hydrokarbon fluidstrømmene, fortrinnsvis til under 20 °C. Den fluide strømmen fra blander (12) blir ført inn i reaktoren (9). Den kalde hydrokarbon fluidstrømmen (13) kan være fra en eller flere oppstrøms brønner eller resirkulert gass fra en pumpe eller kompressor nedstrøms rørledning (11).
I blanderen (7) blir flytende karbondioksid injisert inn i strømmen av fluide hydrokarboner som små dråper ved en hvilken som helst injektor. Diameteren til karbondioksiddråpene er fortrinnsvis mindre enn 5 mm, og helst mindre enn 1 mm. Flytende karbondioksid (6) kan alternativt bli injisert inn i strømmen av fluide hydrokarboner i blander (12) eller reaktoren (9). Blanderen (12) kan være en del av reaktor (9). Reaktor (9) kan være en rørledning.
De flytende karbondioksiddråpene i blandere (7) og (12) og reaktor (9) vil være under karbondioksidets partielle damptrykk. Karbondioksidgass vil derfor starte å fordampe fra overflaten til dråpene. Denne prosessen vil avkjøle karbondioksiddråpene, noe som gjør dem til et ideelt sted for hydratnukleasjon (karbondioksid-hydrat) når de kontaktes med fritt vann i fluidstrømmen eller fortrinnsvis med vann som kondenserer fra fluid strømmen når temperaturen synker i blander (12). Når denne nukleasjonen forekommer på overflaten til karbondioksiddråpene vil dråpene bli dekket av et tynt hydratlag. Imidlertid vil varme fra det omliggende fluidet samt varme fra hydratdannelsesprosessen (både på karbondioksiddråpene og andre steder i fluidstrømmen) i blander (12) og reaktor (9) føre til mer fordampning av karbondioksid fra de flytende karbondioksiddråpene. Den indre trykkoppbyggingen i de hydratdekkede flytende karbondioksiddråpene og/eller strømningsturbulens vil bryte opp hydratlaget på overflaten av dråpene. Hydratlaget vil dermed bli støtt ut i fluidstrømmen og et nytt hydratlag vil dannes på overflaten av de flytende karbondioksiddråpene. Dette vil gjentas inntil all flytende karbondioksid er fordampet og/eller løst i fluidstrømmen eller alt fritt vann i fluidstrømmen er forbrukt.
Fra reaktor (9) vil fluidet bli nedkjølt i en tredje kjøler (10) til omgivelsestemperaturen. På havbunnen kan denne kjøleren være et uisolert rør. Kjøler (10) kan være av en hvilken som helst type og kan være integrert som en del av reaktor (9). Etter kjøler (10) vil fluidet ha omgivelsestemperatur og føres til en rørledning (11).
Tørre hydratpartikler dannet på eller ved karbondioksiddråpene i den fluide strømmen vil bli stabile hvis temperaturen til den fluide strømmen i blander (12) og reaktor (9) er under hydratlikevektstemperaturen (underkjølt) til hydrokarbonfluidet. Vann som kondenserer ved lavere temperaturer i kjøler (10) vil fukte de tørre hydratpartiklene og umiddelbart bli konvertert til hydrat (fra hydratdannende gasskomponenter i hydrokarbon fluidstrømmen). Nytt hydrat som dannes vil derfor øke størrelsen på hydratpartiklene i strømmen, samt danne nye små hydratpartikler når større hydratpartikler går i oppløsning.
En videre generell diskusjon av oppfinnelsen er gitt i følgende:
Flytende karbondioksid er i nær fremtid regnet å være et lett tilgjengelig produkt fra kull eller gass/olje kraftverk eller andre store hydrokarbonforbrukere. Dette fordi karbondioksid trolig ikke kan slippes fritt ut på grunn av dens globale oppvarmings-effekt. En mulig metode for deponerning av karbondioksid er å injisere den i undersjøiske olje/gass felter, enten i forlatte felt eller som trykkstøtte til utvidet hydrokarbongjenvinning. Dette kan gi tilgang til rørledninger med flytende karbondioksid nær eller på nye gass/kondensat/olje felt for bruk i denne oppfinnelsen.
Hydrat dannet på eller nær flytende karbondioksiddråper vil hovedsakelig bestå av vann og karbondioksid. Forutsatt at mengden flytende karbondioksid (6) tilsatt hydrokarbon fluidstrømmen er støkiometrisk (omtrent 1 kg karbondioksid til 10 kg vann), vil mesteparten av det tilsatte karbondioksidet og fritt/kondensert vann bli konsumert av hydratdannelsen. Når vannet er i hydratform og hydratpartiklene er tørre (uten overskuddsvann), er det eksperimentelt vist i strømningslooper med både modell og reelle (fluider, trykk og temperaturer) systemer, at det resulterende hydratpulveret er lett transportabelt med fluidstrømmen. Disse testene indikerer også at partiklene ikke vil aggregere eller avsettes på rørvegger eller utstyr. Det er også en stor fordel i denne oppfinnelsen at fraværet av fritt vann vil redusere risikoen for korrosjon i rørledningene og andre installasjoner.
Hydratpartiklene vil ikke smelte tilbake til fritt vann og karbondioksid og/eller naturgass før temperaturen stiger eller trykket blir for lavt, hvilke i realiteten vil bli ved enden av transportledningen. Hydratpartiklene kan her bli mekanisk separert fra bulkfluidet ved en rist, hydrocyclon eller en hvilke som helst passende enhet før de smeltes i en separat enhet. Gass frigjort fra hydratene vil hovedsakelig være karbondioksid som kan konsentreres, komprimeres og gjenbrukes i denne oppfinnelsen. På grunn av tilgjengeligheten av fri varme ved rørledningsterminalene for hydratsmelting er regenerering av karbondioksid fra hydrater ventet å bli mer økonomisk gunstig enn regenerering av MEG (mono etylenglykol). Dette også ved at mindre mengder karbondioksid trengs injisert til en rørledning (fra 50 vekt % for MEG til maksimum 10 vekt % for flytende karbondioksid til vekt fritt vann).
Metoden gitt i denne oppfinnelsen kan bli utført ved bruk av flytende propan eller flytende butan eller en hvilken som helst brukbar væskeformig hydratdannende komponent som har de samme basisegenskapene som flytende karbondioksid i en hydrokarbon fluidstrøm.
Denne oppfinnelsen kan også bli anvendt i en hvilken som helst prosess hvor fjerning av vann (gassformig eller væske) fra et fluid under trykk er nødvendig.
Claims (10)
1. Fremgangsmåte for forbehandling av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann som strømmer gjennom et behandlings- og transportsystem som innbefatter en rørledning, karakterisert ved at strømmen av fluide hydrokarboner føres inn i en blander (7) og blandes med dråper av flytende karbondioksid (6) fra en injektor, blandingen av fluide hydrokarboner og flytende karbondioksid avkjøles i en kjøler (8), til en temperatur under hydratlikevektstemperaturen, og blir ført til en reaktor (9) hvor alt vann tilstede vil bli i form av gasshydrater, og deretter føres strømmen til en rørledning (11) for å bli transportert til sitt bestemmelsessted.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor kjøleren (8) er en choke.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor blandingen av fluide hydrokarboner og flytende karbondioksid fra blanderen (7) avkjøles ved å blande strømmen av varm hydrokarbonfluid med kald strøm av hydrokarboner (13) i en påfølgende blander (12).
4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvor temperaturen på blandingen av fluide hydrokarboner og flytende karbondioksid som føres inni reaktoren (9) er under 20°C.
5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvor diameteren til karbondioksiddråpene som føres inn i blanderen (7) er mindre enn 5 mm, særlig mindre enn 1 mm.
6. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, hvor den fluide hydrokarbonstrøm er delvis flytende olje eller kondensat.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor korrosjonsinhibitorer (3) tilsettes de fluide hydrokarbonene oppstrøms reaktoren (9).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor det flytende karbondioksidet (6) injiseres inn i hydrokarbon fluidstrømmen ved et hvilket som helst punkt mellom en eventuell første kjøler (4) og reaktoren (9).
9. Anordning for å behandle en fluid hydrokarbonstrøm som inneholder vann, omfattende i strømningsretningen, et hydrokarboninnløp (1), en blander (7) med et innløp for flytende karbondioksid (6), en kjøler (8) og en reaktor (9) hvor alt vann i hydrokarbonstrømmen vil omdannes til gasshydrater og en rørledning (11) for å transportere strømmen til sitt bestemmelsessted.
10. Anordning ifølge krav 9, hvor kjøleren (8) kan være en varmeveksler, choke eller en blander med et innløp for kald strøm av hydrokarboner (13).
Priority Applications (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20071495A NO326573B1 (no) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. |
| PCT/NO2008/000104 WO2008115071A1 (en) | 2007-03-21 | 2008-03-17 | Method and device for formation and transportation of gas hydrates in hydrocarbon gas and/or condensate pipelines. |
| CA002684554A CA2684554A1 (en) | 2007-03-21 | 2008-03-17 | Method for formation and transportation of gas hydrates in hydrocarbon gas and/or condensate pipelines |
| RU2009138927/06A RU2009138927A (ru) | 2007-03-21 | 2008-03-17 | Способ формирования и транспортировки газогидратов в трубопроводах для углеводородного газа и/или конденсата |
| US12/532,086 US20100145115A1 (en) | 2007-03-21 | 2008-03-17 | Method and Device for Formation and Transportation of Gas Hydrates in Hydrocarbon Gas and/or Condensate Pipelines |
| AU2008227248A AU2008227248A1 (en) | 2007-03-21 | 2008-03-17 | Method and device for formation and transportation of gas hydrates in hydrocarbon gas and/or condensate pipelines. |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20071495A NO326573B1 (no) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20071495L NO20071495L (no) | 2008-09-22 |
| NO326573B1 true NO326573B1 (no) | 2009-01-12 |
Family
ID=39766104
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20071495A NO326573B1 (no) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20100145115A1 (no) |
| AU (1) | AU2008227248A1 (no) |
| CA (1) | CA2684554A1 (no) |
| NO (1) | NO326573B1 (no) |
| RU (1) | RU2009138927A (no) |
| WO (1) | WO2008115071A1 (no) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2645486A1 (en) * | 2006-03-15 | 2007-08-23 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of generating a non-plugging hydrate slurry |
| AU2008305441B2 (en) * | 2007-09-25 | 2014-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
| US9822932B2 (en) | 2012-06-04 | 2017-11-21 | Elwha Llc | Chilled clathrate transportation system |
| US9464764B2 (en) | 2012-06-04 | 2016-10-11 | Elwha Llc | Direct cooling of clathrate flowing in a pipeline system |
| CN106322119B (zh) * | 2016-09-14 | 2018-03-30 | 西南石油大学 | 气田集输系统积液排出装置及控制方法 |
| GB2587658B (en) * | 2019-10-04 | 2022-03-16 | Equinor Energy As | Reduced pressure drop in wet gas pipelines by injection of condensate |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3648713A (en) * | 1970-02-24 | 1972-03-14 | Cities Service Oil Co | Pipeline transportation |
| US4702747A (en) * | 1981-03-24 | 1987-10-27 | Carbon Fuels Corporation | Coal derived/carbon dioxide fuel slurry and method of manufacture |
| US4546612A (en) * | 1984-02-21 | 1985-10-15 | Arthur D. Little, Inc. | Method of producing free flowing solids |
| EP0429154B1 (en) * | 1989-11-21 | 1994-12-21 | Mitsubishi Jukogyo Kabushiki Kaisha | Method for the fixation of carbon dioxide and apparatus for the treatment of carbon dioxide |
| US5397553A (en) * | 1992-10-05 | 1995-03-14 | Electric Power Research Institute, Inc. | Method and apparatus for sequestering carbon dioxide in the deep ocean or aquifers |
| US5536893A (en) * | 1994-01-07 | 1996-07-16 | Gudmundsson; Jon S. | Method for production of gas hydrates for transportation and storage |
| US6028234A (en) * | 1996-12-17 | 2000-02-22 | Mobil Oil Corporation | Process for making gas hydrates |
| US6180843B1 (en) * | 1997-10-14 | 2001-01-30 | Mobil Oil Corporation | Method for producing gas hydrates utilizing a fluidized bed |
| NO985001D0 (no) * | 1998-10-27 | 1998-10-27 | Eriksson Nyfotek As Leiv | FremgangsmÕte og system for transport av en str°m av fluide hydrokarboner inneholdende vann |
| US6703534B2 (en) * | 1999-12-30 | 2004-03-09 | Marathon Oil Company | Transport of a wet gas through a subsea pipeline |
| US6733573B2 (en) * | 2002-09-27 | 2004-05-11 | General Electric Company | Catalyst allowing conversion of natural gas hydrate and liquid CO2 to CO2 hydrate and natural gas |
| US7222673B2 (en) * | 2004-09-23 | 2007-05-29 | Conocophilips Company | Production of free gas by gas hydrate conversion |
| DE602007011124D1 (de) * | 2006-02-07 | 2011-01-27 | Colt Engineering Corp | Mit Kohlendioxid angereicherte Rauchgaseinspritzung zur Kohlenwasserstoffgewinnung |
-
2007
- 2007-03-21 NO NO20071495A patent/NO326573B1/no not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-03-17 AU AU2008227248A patent/AU2008227248A1/en not_active Abandoned
- 2008-03-17 CA CA002684554A patent/CA2684554A1/en not_active Abandoned
- 2008-03-17 RU RU2009138927/06A patent/RU2009138927A/ru not_active Application Discontinuation
- 2008-03-17 US US12/532,086 patent/US20100145115A1/en not_active Abandoned
- 2008-03-17 WO PCT/NO2008/000104 patent/WO2008115071A1/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20071495L (no) | 2008-09-22 |
| CA2684554A1 (en) | 2008-09-25 |
| US20100145115A1 (en) | 2010-06-10 |
| RU2009138927A (ru) | 2011-04-27 |
| AU2008227248A1 (en) | 2008-09-25 |
| WO2008115071A1 (en) | 2008-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9551462B2 (en) | System and method for transporting hydrocarbons | |
| US6774276B1 (en) | Method and system for transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water | |
| US7958939B2 (en) | Composition and method for producing a pumpable hydrocarbon hydrate slurry at high water-cut | |
| CA2219327C (en) | Method for inhibiting the plugging of conduits by gas hydrates | |
| US7976613B2 (en) | Dehydration of natural gas in an underwater environment | |
| US8436219B2 (en) | Method of generating a non-plugging hydrate slurry | |
| AU2008281777B2 (en) | Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream | |
| Gudmundsson et al. | Hydrate concept for capturing associated gas | |
| NO318393B1 (no) | Fremgangsmate og system for transport av hydrokarbonstrommer som inneholder voks og asfaltener | |
| NO326573B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for forbehandling av en strom av fluide hydrokarboner inneholdende vann. | |
| US20160115775A1 (en) | Entraining Hydrate Particles in a Gas Stream | |
| Zhang et al. | Research on the hydrate formation in the process of gas phase CO2 pipeline transportation | |
| Kondapi et al. | Today's top 30 flow assurance technologies: where do they stand? | |
| NO327833B1 (no) | Fremgangsmate og anvendelse | |
| US20160102262A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| Clark et al. | Low dosage hydrate inhibitors (LDHI): Further advances and developments in flow assurance technology and applications concerning oil and gas production systems | |
| Clark et al. | Development of effective combined kinetic hydrate inhibitor/corrosion inhibitor (KHI/CI) products | |
| Soliman Sahweity | Hydrate Management Controls In Saudi Aramco’s Largest Offshore Nonassociated Gas Fields | |
| Gudmundsson et al. | NGH on FPSO-Slurry process and cost estimate | |
| WO2016054695A1 (en) | System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas | |
| NO315990B1 (no) | Fremgangsmate og system for injisering av gass i et reservoar | |
| Nwosi | Assessment of Diethylene Glycol (Deg) Dehydration System in a Natural Gas Processing System | |
| NO311854B1 (no) | Fremgangsmåte og system for transport av en ström av fluide hydrokarboner inneholdende vann | |
| Andrew | Caritas Journal of Engineering Technology | |
| Kumar | Evaluation of Gas Hydrate Mitigation by Chemical Injection Method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |