NO864577L

NO864577L - PROCEDURE FOR STABILIZING A HYDROCARBON-CONTAINING LIQUID PHASE.

Info

Publication number: NO864577L
Application number: NO864577A
Authority: NO
Inventors: Dagfinn Indrehus; Kolbjoern Moen
Original assignee: Aker Eng As
Priority date: 1986-11-17
Filing date: 1986-11-17
Publication date: 1988-05-18
Also published as: GB2198054A; NO864577D0; GB8726786D0

Description

FREMGANGSMÅTE VED STABILISERING AV EN HYDROKARBONHOLDIG VÆSKEFASE PROCEDURE FOR STABILIZING A HYDROCARBON-CONTAINING LIQUID PHASE

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte ved stabilisering av en karbonholdig oljefase, det vil si av-gassing av denne, samt en anordning for utførelse av fremgangsmåten. Trinnvis stabilisering av olje er kjent teknologi og utføres vanligvis ved hjelp av horisontale eller vertikale beholdere. Gassavløpet for hvert trinn er typisk forsynt med kompressor, eksternt avkjølte gasskjølere og skrubbere for separering av det utskilte kontensat. Kjente anlegg krever relativt stor plass og betydelig kjølekapasi-tet, det vil si et stort energibehov for å tilveiebringe den nødvendige avkjøling. Videre krever ofte slike anlegg oppvarming av væskefasen, hvilket medfører behov for ekstern varmetilførsel. The present invention relates to a method for stabilizing a carbonaceous oil phase, i.e. degassing it, as well as a device for carrying out the method. Staged stabilization of oil is known technology and is usually carried out using horizontal or vertical containers. The gas outlet for each stage is typically equipped with a compressor, externally cooled gas coolers and scrubbers for separating the separated condensate. Known facilities require a relatively large space and significant cooling capacity, that is to say a large energy requirement to provide the necessary cooling. Furthermore, such facilities often require heating of the liquid phase, which entails the need for an external heat supply.

Det er videre kjent teknologi å stabilisere olje i ettrinns absorbsjonstårn hvor oljen som skal stabiliseres føres i motstrøm med en strippegass fra en koke i bunden av tårnet. En slik fremgangsmåte krever moderat plass med har stort behov for ekstern varmetilførsel. Ved hjelp av foreliggende fremgangsmåte kan anvendes en apparatur med minimalt areal-og kjøle/varmebehov. Antall komponenter er vesentlig redusert, spesielt i forhold til trinnvis stabilisering, redu-serte oppholdstider medfører mindre utstyrsdimensjoner og vekter med derav følgende redusert investeringsbehov for selve behandlingsutstyret, såvel som en eventuell bærekon-struksjon. Oppfinnelsen er spesielt egnet for produksjon av olje og gass til havs hvor produksjonsanlegg er plassert i en neddykket beholder hvor olje eksporteres gjennom rørled-ning til land eller til lastebøye og hvor gassen komprimeres for eksport- eller injeseres tilbake til formasjonen. It is also known technology to stabilize oil in a single-stage absorption tower where the oil to be stabilized is fed in countercurrent with a stripping gas from a boiler at the bottom of the tower. Such a method requires moderate space with a large need for external heat supply. With the help of the present method, an apparatus with minimal area and cooling/heating requirements can be used. The number of components has been significantly reduced, especially in relation to step-by-step stabilization, reduced residence times result in smaller equipment dimensions and weights, with the consequent reduced need for investment for the treatment equipment itself, as well as a possible support structure. The invention is particularly suitable for the production of oil and gas offshore where production facilities are located in a submerged container where oil is exported through a pipeline to land or to a loading buoy and where the gas is compressed for export or injected back into the formation.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen separeres olje og gass og stabilisering av oljefraksjon oppnås ved trinnvis trykkreduksjon av en brønnstrøm som innføres i et første ekspansjonskammer fra hvis bunn separert væske utføres til et annet trinns ekspansjonskammer ved lavere trykk enn det første og hvor gass separert i det andre ekspansjonskammer komprimeres, blandes og stabiliseres med brønnstrømmen som innføres i det første ekspansjonskammer. Utskilt gass fra dette føres eventuelt etter tørking ut av systemet. Væskefasen fra det andre ekspansjonskammer kan utføres av systemet eller til et eller flere ytterligere ekspansjonskammer om så ønsket. Separering av olje og gass og stabilisering av oljefraksjonen oppnås således ved den trinnvis trykkreduksjon av brønnstrømmen hvor væskefraksjonen fra et ovenfor liggende trinn med fordel kan benyttes som trykkdrivende medium i en blandanordning, fortrinnsvis en ekjektor hvor gass fra et nedenforliggende trinn oppkomprimeres til det mellomliggende trinn, og hvor olje og gassfraksjonen deretter blandes i en "static mixer" under tilveiebringelse av tilnærmede likevektbetingelser og hvor etter gass- og olje-fasen grovskilles i et rør med påtvunget rotasjonsbevegelse ved hjelp av skovler plassert inne i røret. Væsken får en viss oppholdstid i ekspansjonskammeret for å unngå at unød-ige store gass mengder føres med væskefasen til det etter-følgende trykkreduksjonstrinn. In the method according to the invention, oil and gas are separated and stabilization of the oil fraction is achieved by stepwise pressure reduction of a well stream which is introduced into a first expansion chamber from the bottom of which separated liquid is carried to a second stage expansion chamber at a lower pressure than the first and where gas is separated in the second expansion chamber is compressed, mixed and stabilized with the well flow that is introduced into the first expansion chamber. Gas separated from this is possibly removed from the system after drying. The liquid phase from the second expansion chamber can be carried out by the system or to one or more further expansion chambers if desired. Separation of oil and gas and stabilization of the oil fraction is thus achieved by the gradual pressure reduction of the well stream where the liquid fraction from an upper stage can be advantageously used as a pressure driving medium in a mixing device, preferably an ejector where gas from a lower stage is compressed to the intermediate stage, and where the oil and the gas fraction are then mixed in a "static mixer" under the provision of approximate equilibrium conditions and where the gas and oil phases are then coarsely separated in a pipe with forced rotational movement by means of paddles placed inside the pipe. The liquid is given a certain residence time in the expansion chamber to avoid that unnecessarily large amounts of gas are carried with the liquid phase to the subsequent pressure reduction step.

Ved videre kompresjon til eksport- eller injeksjonstrykk, og hvor gasstørking er ønsket, føres den erholdte gassfase gjennom en kjøler som gir spesifisert hydrokarbon duggpunkt og deretter gjennom en absorpsjonstørker som gir spesifisert vannduggpunkt. Etter kompresjon føres en del av gass-strømmen tilbake til adsorpsjonstørker for regenerering av adsorpsjonsmediet for deretter å føres inn på gassinnløpet til første trinns blandanordning eller ekjektor. Den resterende gass-strøm varmveksles med væskestrømmen til fortrinnsvis det første ekspansjonstrinn, hvoretter gassen etter nødvendig kjøling eksporteres eller injiseres til formasjonen. In case of further compression to export or injection pressure, and where gas drying is desired, the obtained gas phase is passed through a cooler that gives a specified hydrocarbon dew point and then through an absorption dryer that gives a specified water dew point. After compression, part of the gas flow is fed back to the adsorption dryer for regeneration of the adsorption medium and then fed into the gas inlet of the first stage mixing device or ejector. The remaining gas stream is hot-exchanged with the liquid stream to preferably the first expansion stage, after which the gas, after necessary cooling, is exported or injected into the formation.

Fremgangsmåten og anordningen skal i det etterfølgende beskrives under henvisning til de vedlagte tegninger, hvor fig. 1 viser skjematisk et flytskjema i henhold til hvilket fremgangsmåten utføres, og fig. 2 viser en eksempelvis utførelsesform av en anordning i henhold til oppfinnelsen. The procedure and the device will be described below with reference to the attached drawings, where fig. 1 schematically shows a flow chart according to which the method is carried out, and fig. 2 shows an exemplary embodiment of a device according to the invention.

I fig. 1 er skjematisk vist tre separasjonskammere A, B, C anordnet i kaskade hvor en brønnstrøm innføres i ekspansjonskammeret A via en rørledning Al og separert gass føres ut av ekspansjonskammeret A via rørledningen A2. Separert væske i kammeret A føres ut og til ekspansjonskammeret B via rørledningene Bl og B2. Separert gass i ekspansjonskammer B føres via rørledningen B3 hvor i er innskutt en kompressor Kl til en blandeanordning som fortrinnsvist er en ejektor El hvor den komprimerte gass, separert i ekspansjonskammeret B innføres og blandes med brønnstrømmen som via rørledningen Al innføres i ekspansjonskammeret A. Separert væske i ekspansjonskammeret B føres via rørledningen Cl, enten ut av kaskaden eller fortrinnsvist til ekspansjonskammeret C hvor separert gass via rørledningene C2 og kompressoren K2 i komprimert tilstand innføres i en andre blandanordning eller ejektor E2 hvor den blandes med frak-sjonen som innføres i ekspansjonskammeret B. Gassfasen som utføres av ekspansjonskammeret A føres ut gjennom rørled-ningen A og fortrinnsvist igjennom en tørkeanordning T og videre igjennom en kompressor K3. Den komprimerte gassfase fra kompressoren K3 kan om ønsket deles i to strømmer hvor-av den ene benyttes for regenerering av tørkemiddelet i tørkeanordningen T og den derved erholdte væske/gassfase ved hjelp av ejektor El innføres i brønnstrømmen som til-føres via rørledningen Al til ekspansjonskammeret A. Den resterende delstrøm av den komprimerte gassfase kan deretter føres ut av systemet men fortrinnsvis føres den først gjennom en varmeveksler for å varme opp væskefasen som før-es inn i et av ekspansjonskammerene, fortrinnsvis for oppvarming av brønnstrømmen som innføres i ekspansjonkammeret A. I fig. 1 er den komprimerte gassfase vist ført gjennom en varmeveksler V for oppvarmning av brønnstrømmen som via rørledningen Al føres inn i ekspansjonskammeret A. In fig. 1 schematically shows three separation chambers A, B, C arranged in cascade where a well stream is introduced into the expansion chamber A via a pipeline Al and separated gas is led out of the expansion chamber A via pipeline A2. Separated liquid in chamber A is led out and to expansion chamber B via pipelines Bl and B2. Separated gas in expansion chamber B is led via pipeline B3 where a compressor Kl is inserted into a mixing device which is preferably an ejector El where the compressed gas, separated in expansion chamber B is introduced and mixed with the well flow which is introduced via pipeline Al into expansion chamber A. Separated liquid in the expansion chamber B is led via the pipeline Cl, either out of the cascade or preferably to the expansion chamber C where separated gas via the pipelines C2 and the compressor K2 in a compressed state is introduced into a second mixing device or ejector E2 where it is mixed with the fraction introduced into the expansion chamber B. The gas phase produced by the expansion chamber A is led out through the pipeline A and preferably through a drying device T and further through a compressor K3. The compressed gas phase from the compressor K3 can, if desired, be divided into two streams, one of which is used for regeneration of the desiccant in the drying device T and the resulting liquid/gas phase is introduced by means of the ejector El into the well stream which is supplied via the pipeline Al to the expansion chamber I fig. 1, the compressed gas phase is shown led through a heat exchanger V for heating the well stream which is led into the expansion chamber A via the pipeline Al.

Ved at brønnstrømmen som innføres til ekspansjonskammeret A oppvarmes ytterligere ved hjelp av varmevekseleren V vil en større del av gass-fasen drives av i ekspansjonskammeret A og således forbedre effektiviteten. Om ønsket kan også den komprimerte gass-fase anvendes for å oppvarme væskefasen som innføres i et etterfølgende ekspansjonskammer. Eksempelvis kunne varmeveksleren V vært innskutt i rørledningen Bl eller Cl. By the fact that the well flow introduced into the expansion chamber A is further heated by means of the heat exchanger V, a larger part of the gas phase will be driven off in the expansion chamber A and thus improve the efficiency. If desired, the compressed gas phase can also be used to heat the liquid phase which is introduced into a subsequent expansion chamber. For example, the heat exchanger V could have been inserted into the pipeline Bl or Cl.

Som det vil forstås vil separert gass føres opp gjennom kaskaden mens separert væskefase vil føres ned gjennom denne og således vil varmeenergien i brønnstrømmen som føres inn i kaskaden utnyttes best mulig, hvorfor ener-giforbruket ved å anvende foreliggende fremgangsmåte vil være vesentlig mindre enn for tidligere kjente trinnvise stabiliseringsprosesser. En anordning for utførelse av fremgangsmåten skal beskrives under henvisning til fig. 2 hvor en brønnstrøm og gass ledes inn i ejektor (1), gjennom stuss (2), og hvor blandingen i ekjektordysen (3) river med seg gass som gjennom stuss (4), og ved hjelp av kompressor (5) suger gass fra nedenforliggende trinn (6) gjennom syklon (7). As will be understood, separated gas will be led up through the cascade while separated liquid phase will be led down through this and thus the heat energy in the well stream that is led into the cascade will be utilized as best as possible, which is why the energy consumption by using the present method will be significantly less than in the past known stepwise stabilization processes. A device for carrying out the method will be described with reference to fig. 2 where a well flow and gas is led into the ejector (1), through nozzle (2), and where the mixture in the ejector nozzle (3) drags gas with it through nozzle (4), and with the help of compressor (5) sucks gas from below step (6) through cyclone (7).

Ytterligere blanding av gass og væske foregår i blanderør (8) hvor tilnærmet likevekt mellom gass og væske oppnås, hvoretter blandingen føres inn i syklonrør (9) hvor grovut-skilling oppnås ved at blandingen gis en roterende beveg-else ved hjelp av skovler i røret slik at væsken utskilles i spalte (10) av avbøyes nedad i første trinn ved hjelp av legeme (11) og gis en oppholdstid i vaskerom på ca. 30 sek-under, mens gass fortsetter gjennom rør (12) og føres ut av separatorenheten gjennom stuss (13). Further mixing of gas and liquid takes place in a mixing pipe (8) where approximate equilibrium between gas and liquid is achieved, after which the mixture is fed into a cyclone pipe (9) where coarse separation is achieved by giving the mixture a rotating movement with the help of vanes in the pipe so that the liquid is secreted in the slot (10) of is deflected downwards in the first stage with the help of body (11) and is given a residence time in the washroom of approx. 30 sec-under, while gas continues through pipe (12) and is led out of the separator unit through nozzle (13).

Fra stuss (13) i separatoranordningens første trinn (19), føres gassen gjennom en kjøler (14) som sørger for hydro-karbonduggpunktsenkning, en syklon (22) som uskiller fri væske, og videre til en adsorpsjonsenhet (15) som sørger for vannduggpunktsenkning, hvoretter gassen komprimeres i kompressor (16). En del av den varme utløpsstrømmen fra kompressoren (16) føres tilbake til adsorpsjonsenheten (15) slik at adsorbenten regenereres og deretter ledes tilbake til separatorens første trinn (19) slik at regenererings-varmen tilbakeføres separasjonsprosessen. Resterende gass-mengde varmeveksles i rørveksler (17) med væskestrøm til det første separatortrinn (19) slik at kompressorvarmen fra kompressor (16) tilbakeføres separator-prosessen. From the nozzle (13) in the separator device's first stage (19), the gas is led through a cooler (14) which ensures hydrocarbon dew point lowering, a cyclone (22) which separates free liquid, and further to an adsorption unit (15) which ensures water dew point lowering , after which the gas is compressed in compressor (16). Part of the hot outlet flow from the compressor (16) is fed back to the adsorption unit (15) so that the adsorbent is regenerated and then fed back to the separator's first stage (19) so that the regeneration heat is returned to the separation process. The remaining amount of gas is heat exchanged in a tube exchanger (17) with liquid flow to the first separator stage (19) so that the compressor heat from compressor (16) is returned to the separator process.

Væske fra kjøler (17) føres deretter inn på separatorenhet-ens siste trinn (20), hvor et trykk opprettholdes som til-svarer kokepunktsspesifikasjon for eksportert olje. Liquid from the cooler (17) is then fed into the separator unit's last stage (20), where a pressure is maintained which corresponds to the boiling point specification for exported oil.

Som tidligere nevnt ansees det mest fordelaktig å oppvarme brønnstrømmen som innføres i kaskaden med gassen som forla-ter kompressoren (16), slik som at anordningen i fig. 2 viser. Varmen fra gassen som føres ut av kompressoren (16) kan også benyttes for oppvarming av væskefase lengre nede i kaskaden. As previously mentioned, it is considered most advantageous to heat the well flow which is introduced into the cascade with the gas leaving the compressor (16), so that the device in fig. 2 shows. The heat from the gas which is carried out by the compressor (16) can also be used for heating the liquid phase further down the cascade.

Claims

1. Method for stabilizing a hydrocarbon-containing liquid phase in that the liquid phase and associated gas are introduced into a first-stage expansion chamber from the top of which separated gas is fed and from the bottom of which separated liquid is carried out, characterized in that liquid from the first stage in at least one second stage is fed to a second stage expansion ion chamber at a lower pressure than the first expansion chamber, and that gas separated from the second separation chamber is compressed, mixed and stabilized with the liquid phase introduced in the first stage.

2. Method according to claim 1, characterized in that the gas phase which is separated from a further step is compressed, mixed and stabilized with the liquid phase which is carried out from the previous step.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the gas phase that departs from the first step is passed through at least one drying device after which the gas is compressed, with a partial flow of the compressed gas phase being used for regeneration of the adsorption medium in the drying device and then optionally returned to first-stage liquid inlet while the remaining part of the gas phase is optionally brought into heat exchange contact, preferably with the liquid inlet of the first expansion chamber, after which the cooled gas phase is led out of the system.

4. Device for carrying out the method according to claims 1-3 comprising at least 2 expansion chambers (19, 18) supply devices (8, 9, 8', 9') for introducing a hydrocarbon-containing liquid phase into the expansion chambers (19, 18) as well as out - supply devices (13, 13') for separated gas, characterized by a mixing device, preferably an ejector (1, 1') arranged connected to the supply pipelines (8, 8') for introducing, via compressors (5, 5') the gas phase separated in a subsequent step in the cascade.

5. Device according to claim 4, characterized by a compressor (16) connected to the drain (13) for the first expansion chamber (19) in the cascade, optionally via liquid separation devices (22, 15) for compressing the gas phase separated in the first expansion chamber (19) and passing the gas phase to a heat exchanger (17) for heating the hydrocarbon-containing liquid phase which is introduced into an expansion chamber.

6. Device according to claim 5, characterized in that the heat exchanger (17) is arranged in front of the mixing device (1) for heating the hydrocarbon flow which is supplied to the first expansion chamber (19).

7. Device according to the preceding claims, characterized by a partial flow line (23) for introducing compressed gas phase from the compressor (16) to the drying device (15) for regeneration of drying medium.