NO20121114A1 - Behandling av produsert hydrokarbonfluid inneholdende vann - Google Patents

Abstract

Det beskrives en fremgangsmåte for behandling av en strøm av hydrokarbonfluidersom inneholder vann, hvor strømmen av hydrokarbonfluider innføres i en første separator som i det minste separerer fritt vann fra nevnte strøm av hydrokarbonfluider, hvor en rest av nevnte hydrokarbonfluidstrøm innføres i et system som konverterer fritt/kondensert vann i hydrokarbonfluidstrømmen i nevnte system til gasshydrater, og som i det minste tilveiebringer en første fluidstrøm og en andre fluidstrøm, hvor nevnte første fluidstrøm er en væskefase som omfatter gasshydrater, og nevnte første fluidstrøm resirkuleres til den første separatoren, og hvor den andre fluidstrømmen har et innhold av tørr gass og/eller kondensat/ olje. Oppfinnelsen tilveiebringer også et system for behandling av en strøm av fluide hydrokarbonfluider som inneholder vann, der nevnte system innbefatter de følgende elementene listet opp i strømningsretningen og er koblet sammen med hverandre: tilkobling til en hydrokarbonproduksjonskilde (1), en første separator (3) som virker for i det minste å separere fritt vann fra nevnte fluidstrøm, et konverteringssystem (5) for konvertering av fritt/kondensert vann til gasshydrat, en rørledning (6, 18) for transportenng av tørr gass eller kondensat/olje; og i tillegg en ledning (7) som fører fra konverteringssystemet (5) til den første separatoren (3) og dermed tilveiebringer en første resirkuleringsstrøm omfattende gasshydrater.

Description

INTRODUKSJON

Oppfinnelsen vedrører et system for behandling av en strøm av hydrokarbonfluider som inneholder vann og en fremgangsmåte for slik behandling.

BAKGRUNN

Noen av verdens største gassfelt har blitt funnet på dypt vann offshore (for eksempel Ormen Lange) eller på avsidesliggende områder i Arktis (for eksempel Snøhvit og Shtockman). Den vanlige måten å få transportert slike uprosesserte brønnfluider i en rørledning til en terminal på land er for tiden å tilsette monoetylenglykol (MEG) ved brønnhodene. Det kreves en stor infrastruktur og kostnader for å kunne injisere og regenerere MEG.

For svært lange rørledninger (for eksempel Shtockman), vil prosessering og tørking (vann) av gassfasen kunne være nødvendig forut for transport i undervanns rørledning, for eksempel på en plattform eller et skip. En fullstendig gasstørking, for eksempel med en trietylenglykol (TEG) prosess, vil her kreve signifikant plass og vekt.

En vanlig måte å løse vannproblemer på, og å minimere hydratproblemene på i industrien, er å bruke glykolinjeksjon/adsorpsjon og regenerering i et lukket glykolsystem. Selv om de er i utstrakt bruk, vil slike systemer være plaget av en rekke tilbakevendende problemer - som i stor grad skyldes dårlig effektivitet i første trinns separator for et brønnfluid. Glykolprosesser vil derfor være avhengige av en slik separasjon for å kunne være i stand til å fjerne flytende hydrokarboner og vann, tørrstoff, korrosjonsinhibitorer, etc. Den oppgaven er formidabel og resulterer i høykostnadsutstyr og høye driftskostnader.

Selv om det i dag er mye fokus på gassfelt og unngåelse av deres vannproblemer, dukker mange av de samme problemene også opp i væskerike olje/kondensat-systemer, hvor selv små vannfraksjoner i det totale systemet over tid kan føre til signifikante problemer eller strømblokkader. Vann og dets solidifisering er således et generelt problem for moderne produksjonssystemer for olje og gass.

US 6,774,276 blir brukt som en mulig måte for å kunne felle ut hydratpartikler fra vannet i systemet. I US 6,774,276 blir vann gjort transporterbart i rørledningen med hydrokarbonfluidet til land eller til en sentral plattform ved å konvertere vann fra brønnfluidene til hydrat.

OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN

Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte og et system for å behandle en produksjonsstrøm av gass, hydrokarbonvæske og vann fra et hydro-karbonproduserende felt i et enkelt system og gjør det mulig med videre prosessering og/eller transport av de ønskede produktene gjennom et transportsystem, som innbefatter en eller flere rørledninger.

I et første aspekt tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for behandling av en strøm av fluide hydrokarboner som inneholder vann, hvor strømmen av fluide hydrokarboner innføres i en første separator og separerer i det minste fritt vann fra nevnte strøm av fluide hydrokarboner, hvor en rest av nevnte fluide hydrokarbon-strøm innføres i et system som konverterer fritt/kondensert vann i den fluide hydro-karbonstrømmen i nevnte system til gasshydrater, og som tilveiebringer minst en første fluidstrøm og en andre fluidstrøm, hvor nevnte første fluidstrøm vil være en væskefase som omfatter gasshydrater, nevnte første fluidstrøm resirkuleres inn i den første separatoren, og hvor den andre fluidstrømmen har et innhold av tørr gass og/eller kondensat/olje.

Fluidstrømmen vil kunne være en produksjonsstrøm fra minst ett brønnhull. Strømmen av hydrokarbonfluider vil alternativt kunne være en produksjonsstrøm fra et gassfelt, og hvori separering i den første separatoren omfatter å separere fritt vann og flytende kondensatfra nevnte produksjonsstrøm og introdusere en gassfase inn i det konverterende systemet. Den første fluidstrømmen vil kunne inneholde gasshydratpartikler og kondensat/olje.

I en utførelsesform vil den første separatoren kunne ha en temperatur som er høyere enn en hydratlikevektstemperatur for fluidstrømmen. Gasshydratene vil kunne smeltes i nevnte første resirkulerte fluidstrøm, til fritt vann og/eller til fri gass/kondensat/olje i den første separatoren. Varme vil kunne settes til den første separatoren hvis temperaturen i strømmen av hydrokarbonfluider er for lav. Den resirkulerte første fluidstrømmen vil også kunne brukes som en motstrømsflyt som nedkjøler den resterende hydrokarbonfluidstrømmen fra den første separatoren før den resterende hydrokarbonstrømmen går inn i reaktoren.

En vandig fase av overskuddsvann vil kunne skilles ut fra nevnte første separator, hvori nevnte overskuddsvann blir reinjisert inn i et reservoar, eller blir trykkavlastet, renset for hydrokarboner og sluppet ut til omgivelsene, eller det vil kunne brukes til et hvilket som helst annet passende formål. Kondensat/olje vil også kunne skilles ut fra nevnte første separator, hvori nevnte kondensat/olje vil bli lagret på feltet, transportert i et skip eller en separat rørledning eller blandet med en fluidstrøm som inneholder kondensat/olje fra nevnte konverteringssystem. For et væskedominert system, vil den tørre gassen og/eller det avvannede oljen/kondensatet kunne skilles ut fra nevnte første separator, hvori nevnte tørre gass og/eller avvannede olje/kondensat vil bli videre prosessert eller tilveiebrakt til en rørledning for transport.

Salt vil kunne tilsettes nevnte gjenværende hydrokarbonfluidstrøm og redusere et delvis vanndamptrykk (duggpunkt for vann) over hydrat samt kontrollere veksten av nevnte hydrater. Det tilsatte saltet vil kunne være ett av formasjonsvann fra første separator, havvann eller direkte saltinjeksjon. Et duggpunkt for vann i nevnte andre fluidstrøm vil kunne bli redusert ved bruk av minst én molekylær sil.

I en utførelsesform vil konverteringssystemet innebære å blande den gjenværende hydrokarbonfluidstrømmen i en reaktor med partikler av gasshydrater som også vil bli innført til nevnte reaktor, der utløpsstrømmen av hydrokarboner fra reaktoren vil bli nedkjølt i en varmeveksler for å sikre at alt vannet deri, som kan konverteres til hydrater, er i form av gasshydrater. Nevnte strøm vil deretter bli behandlet i en andre separator for å deles inn i den første strømmen og den andre strømmen, og videre separere en tredje strøm fra nevnte første strøm, hvori nevnte tredje strøm vil bli resirkulert til reaktoren for å tilveiebringe partikler av gasshydrater, og hvori den gjenværende delen av den første strømmen vil bli resirkulert inn i den første separatoren. Den flytende fluidfasen i konverteringssystemet vil kunne oppstå fra kondenserte flytende hydrokarboner fra nevnte strøm av hydrokarbonfluider eller et hvilket som helst annen egnet fluid.

En første konsentrasjon av gasshydrat i nevnte første strøm og en andre konsentrasjon av gasshydrater i nevnte tredje strøm kan reguleres. Videre, den første strømmen kan omfatte en første konsentrasjon av gasshydrater og den tredje strøm kan omfatte en andre konsentrasjon av gasshydrater, hvori nevnte første konsentrasjon er mindre enn den andre konsentrasjonen. Den andre konsentrasjonen av nevnte gasshydrater vil fortrinnsvis være større enn 0,5 vol %.

En konsentrasjon av salt i nevnte gjenværende hydrokarbonstrøm av nevnte tredje resirkulerte fluidstrøm vil kunne økes og dermed tilveiebringe en reduksjon av partialt vanndampstrykk (duggpunkt for vann) over hydrat i nevnte hydrokarbon-strøm og regulere veksten av nevnte hydrater. Temperaturen i nevnte andre separator kan holdes nært opptil eller litt over en minimumstemperatur i en eksportrør-ledning for nevnte tørre gass og/eller kondensat/olje.

I et andre aspekt vil oppfinnelsen tilveiebringe et system for behandling av en strøm av fluid hydrokarbonfluid som inneholder vann. Nevnte system innbefatter de følgende elementene, listet opp i strømningsretningen og koblet til hverandre: tilkobling til en produksjonskilde for hydrokarbon, en første separator som er operativ for å separere i det minste fritt vann fra nevnte fluidstrøm, et konverteringssystem for å konvertere fritt/kondensert vann fra gasshydrat, en rørledning for å transportere en tørr gass og kondensat/olje; og i tillegg en ledning som går fra konverteringssystemet til den første separatoren og tilveiebringer en første resirkuleringsstrøm som omfatter gasshydrater.

En trykkreguleringsventil eller strupeventil (choke) kan tilveiebringes mellom hydrokarbonkilden og den første separatoren, som vil tilveiebringe en senking av fluidstrømmens trykk og temperatur før den går inn i separatoren.

Den første separatoren kan utstyres med et utløp for et overskudd av vandig fase. Den første separatoren kan tilveiebringes med et utløp for en hydrokarbonvæske av kondensat/olje, hvori nevnte flytende kondensat/olje deretter kan lagres, transporteres, eller blandes med den tørre gassfluidstrømmen i rørledningen.

En første kjøler for å kjøle ned fluidstrømmen før den går inn i konverteringssystemet, kan tilveiebringes. Den første resirkuleringsstrømmen kan være en motstrøms-strømning i nevnte første kjøler.

Videre, kan en tilsetningsanordning for å tilsette forskjellige kjemikalier til hydro-karbonstrømmen, kunne bli tilveiebrakt. En andre tilsetningsanordning for å tilsette salt til fluidstrømmen for å redusere et partielt vanndampstrykk (duggpunkt for vann) over hydrat, og for å kontrollere hydratpartikkelstørrelse og morfologi vil også kunne bli tilveiebrakt. Saltet vil kunne være ett av formasjonsvann fra den første separatoren, tilstrekkelig rent havvann eller tilveiebrakt fra direkte saltinjeksjon. I det minste kan en molekylsil kunne bli tilveiebrakt i fluidstrømledningen som leder fra konverteringssystemet for å redusere vannets duggpunkt.

I en utførelsesform, kan konverteringssystemet kunne omfatte en reaktor, en kjøler og en andre separator som tilveiebringer den første resirkuleringsstrømmen i ledningen som leder fra konverteringssystemet til den første separatoren. Konverteringssystemet kan videre omfatte en tredje separator i nevnte ledning som separerer nevnte første resirkuleringsstrøm i en andre resirkuleringsstrøm, som fører tilbake til reaktoren, og en resterende del av den første resirkuleringsstrømmen som går til den første separatoren. Konverteringssystemet kan utstyres med en pumpeanordning i nevnte ledning mellom den andre separatoren og den tredje separatoren. Konverteringssystemet kan tilveiebringes med minst én pumpe eller kompressor. Systemet kan plasseres undervann (subsea), på en plattform eller på land. Den første separatoren, andre separatoren og tredje separatoren og pumpen kan plasseres på en plattform eller et skip. Reaktoren og kjøleren kan være en uisolert rørledning på en havbunn. Den flytende fluidfasen i konverteringssystemet kan ha sitt opphav fra kondenserte flytende hydrokarboner fra fluidstrøm eller et hvilket som helst annet fluid som egner seg for prosessen i konverterings systemet. Hydrokarbonproduksjonskilden kan være et gassfelt eller kondensat/oljefelt, og hvor minst en satellittbrønn er direkte koblet til konverteringssystemet.

En mer kompakt og økonomisk prosess for kondensat- og vannuttak fra en gasstrøm i brønnhodet, eller fjerning av vann fra en oljestrøm, kan oppnås ved at den foreliggende oppfinnelsen plasseres ved/i nærheten av brønnhode-/produksjons-plattformen/skipet eller under vann. Varmt brønnhodefluid (gass/kondensat/olje/vann) sendes inn i en første separator hvor fritt vann eller kondensat/olje og fritt vann separeres fra fluidstrømmen. I motsetning til en tradisjonell første separator, for eksempel brukt i en TEG prosess for et gassfelt, vil denne separatoren også inneholde et innløp for fluidstrøm av kondensat/olje og gasshydrater. Temperaturen i separatoren vil være over hydratlikevektstemperatur og dermed sikre smelting av alle innkommende hydrater. Det hydratinneholdende fluidet vil oppnås ved tørking av gassen eller gass-/kondensat-/oljestrømmen fra gitte første separator med et system som for eksempel beskrevet i US 6,774,276 som nevnt over. Mens US 6,774,276 har til hensikt å gjøre vann transporterbart, vil den foreliggende oppfinnelsen fortrinnsvis fjerne vann fra produksjonsstrømmen. Tørr gass fra den foreliggende oppfinnelsen vil fortrinnsvis bli eksportert til en rørledning. Overskuddskondensat/-olje vil bli drenert fra separatoren og eksportert i en rørledning eller avgasset før lagring. Flytende vann fra den gitte separator reinjiseres i et felt eller varmes opp/avgasses og renses før det blir sluppet ut i havet. Alternativt, for et væskedominert system, vil den tørre gassen og den avvannede oljen eller kondensatet kunne fortsette til videre prosessering, eller til rørledningstransport.

Den foreliggende oppfinnelsen kan utføres på eller nær et brønnhodetrykk, som kan eliminere behovet for eksportkompressorer på feltet. Behovet for kjemikalier (for eksempel MEG) til eksportrørledningen kan elimineres eller reduseres til for eksempel å kunne håndtere korrosjon.

I mange tilfeller vil det være fordelaktig å tilsette forskjellige kjemikalier til hydro-karbonstrømmen. Systemet vil følgelig inneholde en anordning for å tilsette slike kjemikalier i strømmen.

I den foreliggende oppfinnelsen kan systemet (5) være et hvilket som helst system som egner seg til formålet, men kan fortrinnsvis kunne bruke US 6,774,276 som en integrert del. Andre systemer for konvertering av fritt vann/kondensert vann til gasshydrater vil alternativt kunne brukes, som for eksempel beskrevet i US patent-søknad 2002/0120172, US patent no. 5,460,728 (eller en av de mange lignende patentsøknadene), WO 2007/095399, WO 2008/056250, eller ved bruk av struping for å kjøle ned strømmen og felle ut hydrater, eller en hvilken som helst annen egnet anordning for å oppnå en strøm av slurry lastet med hydratpartikler.

Et ytterligere nytt oppfinnerisk aspekt sammenlignet med US 6,774,276 blir introdusert ved den foreliggende oppfinnelsen gjennom effektene fra vannets duggpunkt, som kan finne sted ved eventuell tilstedeværelse av salt i den vandige fasen. I tillegg til å senke vannets duggpunkt (og dermed regulere hydratformasjon) kan andre gunstige effekter av saltinneholdende vann bidra som nyhet for denne oppfinnelsen. Som beskrevet i provisorisk patentsøknad US 61/312,790, vil tilstedeværelse av salt, eller tillegging av salt (eller annen termodynamisk hydrat-hemmende sammensetning, som for eksempel metanol eller glykol) hjelpe til i å regulere hydratdannelsesprosessen ved å holde lokale betingelser nær termodynamisk likevekt. Salt alene vil også hjelpe til med å regulere og begrense stør-relsen på hydratpartikler og hjelper til med å unngå innelukket, ureagert vann som ellers ville ha gitt en deponerings- og agglomereringsrisiko.

Sammenlignet med tidligere teknikk i glykolinjeksjons/-adsorpsjons- og regenereringssystemer, vil den foreliggende oppfinnelsen forenkle problemet betydelig ved å tillate en enklere utforming for førstetrinns separator, ettersom nedstrømssystemet her er mye mindre sensitivt for innholdet i produksjons-strømmen. Førstetrinns separator vil her bare ha behov for å fjerne hoveddelen av fritt, kondensert vann og virke som en varmebeholder for genererte gasshydrater, uten noe behov for forkjøling for å fremme kondensering.

Vannkondensering er i den foreliggende oppfinnelsen fremmet oppå gasshydrater i senere stadier av prosessen, med mye høyere vannfjerningseffektivitet enn de fleste førstetrinns separatorer. I systemer med saltvann, vil den foreliggende oppfinnelsen også oppnå en ytterligere mengde av beskyttelse ved senking av vannets duggpunkt godt under driftstemperaturene, ettersom vann fremmes ved tilstedeværelse av salte løsninger. Denne forenklingen betyr også at den foreliggende oppfinnelsen vil være en energetisk gunstig teknologi sammenlignet med glykolsystemer, både for onshore- og offshoreapplikasjoner.

Evnen til å la produksjonsstrømmen flyte under høyt trykk gjennom hele systemet i den foreliggende oppfinnelsen betyr også at energi vil bli spart sammenlignet med de av og til store rekompresjonsbehov i tradisjonell teknologi. I tillegg vil vektbe-sparing på offshore-fasiliteter (gjennom for eksempel fjerning av et glykolregenere-ringssystem) være viktig, og kan gjøres mulig med den foreliggende oppfinnelsen.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGER

Eksempelvise utførelsesformer av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet med henvisning til de følgende tegninger, hvor: Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av et behandlings- og transporteringssystem for produserte hydrokarboner som inneholder vann ifølge en utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 2 er en skjematisk illustrasjon av en ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen, og Figur 3 er en skjematisk illustrasjon av en enda ytterligere utførelsesform av oppfinnelsen. Figur 4 er en skjematisk illustrasjon av salteffekter på hydratformasjon i et system ifølge den foreliggende oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE

De samme henvisningstallene er brukt for lignende eller tilsvarende trekk i alle tegningene.

Det vil nå bli gjort henvisning til Figur 1. En produksjonsfluidstrøm av hydrokarboner og vann (1) introduseres i en første separator (3) sammen med en fluid-strøm (7) som inneholder gasshydrat og kondensat/olje. I separator (3) vil temperaturen være tilstrekkelig høy (20 °C eller høyere) til å kunne smelte alle innkommende hydrater til fritt vann. I separator (3) vil mesteparten av det frie vannet (mer enn 99 %) bli separert fra produksjonsstrømmen (1). Samtidig vil hydrater i fluidstrømmen (7) bli smeltet til fritt vann og gass/kondensat/olje i separator (3). Det resterende av produksjonsstrømmen (1) og fluidstrømmen (7), som er gass/kondensat/olje, vil bli tatt ut (4) av separator (3) og introdusert i et system (5). Kondensat/olje vil også kunne bli tatt ut (8) fra separator (3) og lagret på feltet, transportert i et skip eller en separat rørledning, eller blandet med en fluid-

strøm (18) som inneholder kondensat/olje fra system (5). Separator (3) vil kunne være en hvilken som helst type separator.

I system (5), som vil kunne være et hvilket som helst system egnet til formålet, vil fluidstrømmen (4) bli kjølt ned for å konvertere alt av fritt eller kondensert vann fra fluidstrøm (4) til gasshydrater. Den resulterende fluidstrømmen i system (5) vil da, etter behandling, bli delt opp i en hovedsaklig tørr gass (6) (med et duggpunkt for vann som er under omgivelsesbetingelser), en kondensat-/oljefase (18)

(kondensat-/oljefelt), og flytende slamfase (7) bestående av hydrokarbonvæske og gasshydrater. Fluidstrømmer (6) og (18) vil kunne kombineres til en enkel fluidstrøm.

Nevnte strøm (1) av hydrokarbonfluider (gass/kondensat/olje), vil normalt komme fra en eller flere borehullsbrønner og vil være relativt varme og vil være under trykk. Det vil noen ganger kunne være fordelaktig å oppnå lavere trykk og temperatur i fluidstrøm (1) ved å sende fluidstrømmen gjennom en struping (2) før fluidstrømmen føres inn i separator (3). Struping (2) vil kunne være en hvilken som helst type struping.

Strøm (9) som er separert ut fra den første separatoren (3), bestående av hovedsaklig vann fra produksjonsstrøm (1) og fra smeltede hydrater i den flytende slamfasen (7), vil kunne bli reinjisert inn i et reservoar, den vil kunne bli trykkavlastet, renset for hydrokarboner og sluppet ut til omgivelsene, eller den vil kunne bli brukt til et hvilket som helst annet egnet formål.

I noen utførelsesformer vil saltvann med fordel kunne legges til et system (5) for å forbedre vannets duggpunktsreduksjon i den tørre gassen (6) separert ut fra system (5). Effekten av saltvann vil senere bli forklart i detalj.

Med henvisning til Figur 2, vil en produksjonsstrøm (1) fra et gassfelt, i denne ut-førelsesformen, komme inn i en første separator (3). Den første separatoren har en temperatur som er over hydratlikevektstemperaturen for fluidstrømmen. En andre fluidstrøm (7), som inneholder gasshydratpartikler og kondensat vil også bli introdusert i separator (3). I den første separatoren (3) vil flytende kondensat og fritt vann bli separert fra produksjonsstrømmen (1). Samtidig vil hydrater i den andre fluidstrømmen (7) bli smeltet til fritt vann og gass i den første separato-

ren (3). Det gjenværende av produksjonsstrømmen, som er en gassfase, vil bli tatt ut (4) og ført inn i system (5). I system (5), vil alt av fritt vann i gassfasestrøm-men (4) eller kondensert vann i system (5) bli konvertert til gasshydrat før det returneres til separator (3) som den andre fluidstrømmen (7). Eventuelt kondensat i gassfasestrømmen (4) eller kondensat som blir kondensert i system (5) vil også returneres til separator (3) med den andre fluidstrømmen (7). Kondensat i separator (3) vil bli tatt ut (8) og lagret på feltet, transportert i skip eller en separert rør-ledning, eller blandet med en fluidstrøm (6) som inneholder tørr gass fra system (5). Vann i separator (3) vil bli tatt ut gjennom et utløp (9) og enten bli prosessert eller reinjisert i et reservoar.

I system (5), som vil kunne være et hvilket som helst system egnet til formålet, vil gassfasefluidstrøm (4) bli nedkjølt for å kunne konvertere alt av fritt eller kondensert vann fra gassfasefluidstrøm (4) til et gasshydrat. Damp av hydrokarboner i (4) vil også kunne kondenseres til væske i denne prosessen. Den resulterende fluid-strømmen i system (5) vil da, etter behandling, bli separert i system (5) til en hovedsaklig tørr gass (6) (med et duggpunkt for vann som er under omgivelsesbetingelser), og en flytende slamfase (7) bestående av hydrokarbonvæske og gasshydrater. I gjennomsnitt vil like mengder (bortsett fra den gjenværende dampen i (6)) vann (i form av hydrater og vann) og kondensat som er tilsatt system (5) i fluidstrøm (4) blir returnert fra system (5) til separator (3) av den andre fluidstrømmen (7) (flytende slamfase). I separator (3) vil hydratene bli smeltet til flytende vann og fri gass av temperaturnivået.

Produksjonsstrømmen (1) vil generelt komme fra en eller flere borehullsbrønner, og vil være relativt varme og vil være under trykk. Det vil være fordelaktig å kunne oppnå et lavere trykk og samtidig kjøle noe ned produksjonsstrømmen, ved å la den strømme gjennom en ekspansjonsventil (2) før den føres inn i separator (3).

Strøm (9) som er separert fra den første separatoren (3), som består hovedsaklig av vann fra produksjonsstrøm (1) og fra smeltede hydrater i den flytende slamfasen (7), vil kunne bli reinjisert i et reservoar, den vil kunne bli trykkavlastet, renset for hydrokarboner og sluppet ut til omgivelsene, eller den vil kunne brukes til et hvilket som helst annet egnet formål.

I noen utførelsesformer, vil saltvann med fordel kunne tilsettes system (5) for å forbedre reduksjonen av vannets duggpunkt i den tørre gassen (6) separert ut fra system (5). Effekten av saltvann vil bli forklart senere.

Det vil nå bli gjort henvisning til Figur 3. I denne utførelsesformen, vil en fluidstrøm av hydrokarboner og vann (1) bli innført i en første separator (3) sammen med en fluidstrøm (7) som inneholder gasshydrat og kondensat. I separator (3) vil temperaturen være tilstrekkelig høy til å smelte alle innkommende hydrater til fritt vann. Hvis temperaturen fra fluidstrøm (1) er for lav for dette formålet, vil varme kunne tilføres separator (3) med en hvilken som helst gitt anordning. Separator (3) vil kunne være en hvilken som helst type separator.

Nevnte strøm (1) av hydrokarbonfluider vil normalt komme fra en eller flere bore-hullsbrønner, og vil være relativt varm og vil være under trykk. Det vil noen ganger kunne være fordelaktig å oppnå et lavere trykk og temperatur i fluidstrøm (1) ved å sende fluidstrømmen gjennom en struping (2) før fluidstrømmen føres inn i separator (3). Struping (2) vil kunne være en hvilken som helst type struping. Gassfasen (4), fra separator (3), vil normalt inneholde damp av hydrokarboner og vanndamp. Gassfasen (4) blir ført inn i system (5), som i utførelsesformen i Figur 3 blir illustrert ved bruk av reaktorsystem med tilbakeføringssløyfe (10, 11, 12,13, 14, 16) som beskrevet i US 6,774,276, og som herved er innbefattet ved refe-ranse i sin helhet. I Figur 3, blir gassfasefluidstrøm (4) ført inn i reaktor (10), hvor den blandes med kaldt (temperatur som er under gasshydratets smeltetemperatur) fluid (16) fra separator (15). Nevnte kalde fluid (16) fra separatoren (15) inneholder partikler av tørr hydrat.

Vanndamp og tyngre hydrokarbonkomponenter som er til stede i gassfasen (4), vil kondensere ved kjøling i reaktor (10). Som beskrevet i US 6,774,276, vil dette vannet fukte hydrat (16) fra separatoren (15) i reaktoren (10) og i kjøleren (11). I reaktoren (10) og kjøleren (11) vil vannet som fukter hydratet bli konvertert til hydrat. Nytt hydrat som blir dannet vil tilsvarende vokse på hydratpartiklene fra separatoren (15) og vil dessuten danne nye hydratpartikler når store hydratpartikler bryter opp. Nye hydratkjerner vil også kunne bli dannet andre steder i reaktoren (10) og kjøleren (11).

Fluidstrøm (4) vil kunne bli blandet med slam av væske og gasshydratpartik-

ler (16) på forskjellige måter i reaktor (10), som vil innbefatte at det bobles gjennom en væskeslamkolonne, eller ved en hvilken som helst annen egnet mekanisk eller annen blandingsanordning.

Underkjøling (den faktiske temperaturen vil da være lavere enn hydratlikevektstemperaturen) for fluidet (normalt under 20°C) vil være nødvendig for å kunne danne hydrater. Underkjølingen for hydratdannelse i reaktoren (10) vil kunne oppnås ved tilsetting av kaldt fluid fra separatoren (15) og fra kjøleren (11).

På havbunnen eller under arktiske betingelser eller i andre kalde miljøer, vil nevnte reaktor (10) og nevnte kjøler (11) kunne være et uisolert rør. Kjøleren (11) vil også kunne være en hvilken som helst type kjøler som til og med vil kunne være en integrert del av reaktoren (10).

I separatoren (12) vil tørr gass bli separert ut fra den resulterende fluidstrømmen fra reaktor/kjøler (10), (11), og bli ført ut til ytterligere prosessering og/eller transport gjennom for eksempel en rørledning (6) for eksport til en sentral plattform eller til land. Temperaturen i separator (6) vil kunne tillates å nærme seg eller være litt over (vanligvis 0,5 til 5°C avhengig av det totale trykket) minimums-temperaturen (vanligvis -2 til 4°C) i eksportrørledningen (6), slik det fra litteraturen er kjent at vanndampens partialtrykk over hydrat vil være mindre enn over vann/is. Separator (12) vil kunne være en hvilken som helst type separator.

Resterende fluid fra separator (12) vil bli resirkulert gjennom en ledning (13) ved pumpeanordninger (14) til en separator (15). Pumpen (15) vil kunne være en hvilken som helst type pumpe som er i stand til å håndtere hydratpartiklene. Pumpen vil også kunne bli plassert før separator (12). En eller flere pumper eller kompressorer vil kunne bli plassert andre steder i systemet (3) til (17).

I separator (15) vil overskudd av hydrater og hydrokarbonkondensat, som ikke behøver å blandes med (4), bli separert fra fluidfasen og ført inn gjennom rørledning (7) (som en flytende slamfase) til separator (3). En ytterligere pumpe vil kunne bli innbefattet i ledningen (7). Restmengder av den totale mengden av hydratpartikler og resterende fluid fra separatoren (15) vil bli resirkulert gjennom en ledning (16) til reaktoren (10). En ytterligere kjøler vil kunne bli innbefattet i ledningen (16). Overskudd av hydrokarbonfluider vil også kunne bli ført fra separator (15) til rørledning (6) gjennom en ledning (17). Separator (15) vil kunne være en hvilken som helst type separator og vil kunne innbefatte eventuelle anordninger for å konsentrere hydratpartikler fra fluidstrøm (13) til den flytende slamfasen i fluidstrøm (7). Separatorer (12) og (15) vil kunne bli kombinert i én separator.

Den tredje separatoren (15), med strømmene (7) og (16) som avløp, vil kunne bli bygget på en måte som vil tillate at den største delen (vanligvis over 80 vol %) av strømmen (13) vil gå inn i ledning (16). Konsentrasjonen av hydratpartikler i strømmene (7) og (16) vil kunne være tilsvarende, eller vil med hensikt kunne bli laget forskjellige med forskjellige separatorutforminger, avhengig av det systemet som blir behandlet. Separatoren (15) vil også kunne innbefatte et utløp (17) for hydrokarbonvæske. Hydrokarbonvæsken (17) vil også kunne inneholde et overskudd av gasshydratpartikler som vil kunne blandes med den tørre gasstrømmen (6) for transport.

I separator (3) vil eventuelle hydratpartikler fra fluidstrømmen (7) fra separator (15) bli smeltet til vann og gasskomponenter når temperaturen i separatoren kommer over hydratlikevektstemperatur (normalt over 20°C). Smelteprosessen av hydrater vil redusere temperaturen på fluidet fra fluidstrøm (1).

Vann fra separator (3) vil bli ført til ledning (9) hvor det vil kunne bli injisert inn i et reservoar, eller bli trykkavlastet, renset og sluppet ut til omgivelsene.

Flytende hydrokarbonfluid fra separator (3) vil også kunne bli tatt ut og ført til en ledning (8) hvor det vil kunne bli trykkavlastet og lagret eller kjølt ned og ført til rørledning (6).

Den flytende fluidfasen i sløyfen fra reaktor (10) til ledning (16) vil kunne oppstå fra kondenserte flytende hydrokarboner fra fluidstrøm (1) eller eventuell annet fluid som egner seg for prosessen.

Saltvann vil kunne tilsettes den nevnte sløyfen ((10) til (16)) for å ytterligere redusere partialtrykket for vanndamp (duggpunkt for vann) over hydrat i den andre separatoren (12). Effekten av å ha hydrater dannet fra vannfasen og dermed øke konsentrasjonen av salt i det flytende hydrokarbonfluidet, vil være å forbedre effekten som senker vannets duggpunkt. Senking av duggpunktet vil gjøre det vanskeligere å felle ut hydrat i nedstrømsplasseringer, og således skape en bedre beskyttelse mot lavere temperaturer og mulig vannkondensering andre steder i systemet. Salttilsettingene vil også med fordel kunne bidra i regulering av partik-kelstørrelse (liten) og overflateareal (stort). Salt (eller andre termodynamiske inhibitorer) i systemet vil ha spesifikke effekter som vil kunne reguleres for å oppnå visse resultater, slik som beskrevet nedenfor.

Salt eller saltvann vil kunne tilsettes systemer uten salt, eller med saltkonsentra-sjoner på under 3 vol % i strømmen av hydrokarbonfluider, for å kunne regulere mengden av hydrater som blir dannet (gjennom termodynamisk inhibering), og dessuten for å sikre at prosessen av krystallvekst alltid finner sted på eller i nærheten av hydratlikevekten (hver partikkel vil være i lokal likevekt med dens umid-delbare omgivelser). Dette sikrer at det vil være en buffer mot plutselige forand-ringer (for eksempel når et vannstøt eller lignende kommer inn i systemet). Det som også oppnås er at eventuell videre vekst også vil være på eller i nærheten av likevekt, og dermed sikre at vekstforløpet vil være i form av vanlige faste krystaller fremfor dendritter eller andre krystallformer som vil kunne innelukke vann og/eller være utsatt for mekanisk opphopning på grunn av vekstformen. Når hydrater dannes i saltvann, vil salt bli ekskludert fra krystallene og saltholdigheten i vannet vil øke som følge av krystallveksten. Vekstprosessen vil stoppe når saltholdigheten når en konsentrasjon som er tilstrekkelig for termodynamisk inhibering av hydratene. Dette nivået vil variere med det faktiske trykket og temperaturbetingel-sene, men vil være velkjent og vil kunne regnes ut i hvert tilfelle. Således vil en høyere saltholdighet i vannet fra starten av krystallvekstprosessen (innledende saltholdighet) bety at veksten vil stoppe på et tidligere stadium, og med mindre hydratpartikler enn i tilfeller der den innledende saltholdigheten er sammenlignet lavere, mens andre betingelser er like. Hydratpartikkelstørrelser vil således kunne reguleres på en lignende måte, ved å tilpasse saltnivået. Mer salt vil resultere i mindre partikler, mens mindre salt vil føre til større partikler. Fortrinnsvis vil 5 til 10 vektprosent av salt eller saltvann bli tilsatt i systemer uten salt for å oppnå effektene nevnt ovenfor.

Hydratslam i ledning (7) vil kunne være motstrøms i en kjøler til fluidstrøm i ledning (4) for å kjøle ned fluid i ledning (4) før det går inn i reaktor (10) og smelter hydrater i ledning (7) før det går inn i separator (3).

Oppfinnelsen vil kunne bli plassert undervann, på en plattform eller på land. En del av oppfinnelsen, for eksempel separatorer (3) og deler av system (5) (Figur 3), for eksempel (12) og (15) og pumpe (14) i Figur 3, vil kunne bli plassert offshore på for eksempel en plattform/skip, mens reaktor (10) og kjøler (11) i Figur 3 for eksempel vil kunne være en uisolert rørledning på havbunnen.

Oppfinnelsen vil kunne anvendes på en hydrokarbonfluidstrøm (1) med et hvilket som helst trykk som er i stand til å danne gasshydrater.

Duggpunkt for vann i fluidstrøm (6) vil etter separator (12) ytterligere kunne bli redusert av en hvilken som helst egnet anordning som er kjent i teknikken, for eksempel av molekylsiler, hvis det skulle være ønskelig eller nødvendig.

I for eksempel et gass-/kondensatfelt, vil satellittbrønner kunne bli koblet til (10) eller (11) uten noen tidligere behandling, kun begrenset av hydratsmeltings-kapasiteten i separator (3).

Saltets virkninger

Figur 4 viser en konseptuell betraktning av et system der vannet har en viss konsentrasjon av salt eller en annen termodynamisk inhibitor.

I Figur 4 (a) ser vi situasjonen umiddelbart etter blanding av en kald strøm med hydratpartikler og en varm strøm med fritt vann. Hydratoverflaten (skyggelagt areal) har allerede et lag av vann med en saltkonsentrasjon påCi, på grunn av det faktum at salt blir ekskludert fra en voksende hydratkrystallstruktur, og derfor vil øke i konsentrasjon under vannfasen helt til termodynamisk inhibering har blitt oppnådd ved den virkelige temperaturen og trykket for partikkelen. SaltkonsentrasjonenCipå den resirkulerte partikkelen vil således være høyere enn konsentrasjonenC2i det innkommende produserte vannet. Hydrofile prosesser vil sikre at det produserte vannet legger seg rundt de våte partiklene og vi vil i en kort periode ha en tolags saltkonsentrasjon og en partikkel på den lave resirkuleringstempera-turen T4, høyere bulk blandingstemperaturen Ti og systemtrykket Pi. Av generali-tetshensyn vil vi anta at Ti vil være over likevektssmeltetemperaturen for hydrat ved saltinnholdetC2. Den delen av Figur 4 (a) som er lengst til høyre indikerer likevektslinjene som tilsvarer de forskjellige saltkonsentrasjonene.

Figur 4 (b) viser situasjonen på et senere tidspunkt enn Fig. 1 (a), etter at blanding (diffusjon som følge av konsentrasjonsforskjeller) også har funnet sted i vannlaget på hydrat (partikkel) overflaten. SaltkonsentrasjonenC3vil ligge mellom ogC2. Temperaturen, T2, vil være litt lavere enn Ti (bulkfasen kjøles ned), men vil allike-vel være høy nok til at hydrater vil smelte under disse betingelsene. Hydratoverflaten vil således begynne å smelte, og dermed utløse friskt vann og hydrokarbon (som vil kunne være i form av gass eller væske - se senere diskusjon). De utløste fasene vil ha et større volum enn det smeltede hydratet, og vil indusere ekspan-sjon (som vil bli relevant ved neste stadium, og dessuten ved den senere diskusjo-nen). Saltkonsentrasjonen vil begynne å bli fortynnet og vil dermed føre den lokale likevektskurven til høyre, mot høyere temperaturer og vil således i virkeligheten minimere drivkreftene for smelting av hydratpartiklene.

I Figur 4 (c), er neste trinn i prosessen vist. Smelting av hydrat er svært endoter-misk, noe som betyr at temperaturen raskt vil falle og tillate systemet å nå en like-vektstemperatur T3- i det minste lokalt. Vannhinnen vil på dette punktet være overmettet med hydratdannere og sannsynligvis også med hydratkjerner og/eller forløpere som har overlevd smelteprosessen på overflaten. Ny vekst vil således ikke kreve nukleasjon eller høy overkjøling, og vil starte raskt. Det vil kanskje mest sannsynlig skje på grensesnittet vann-bulk, hvor momentan tømming av hydratdannere på enklest vis kan overvinnes. Denne veksten vil raskt resultere i hydrat som omgir partikkelen og vannlaget. Den nye saltkonsentrasjonen i det nå fang-ede vannlaget, vil nå være høyere enn bulktrykket Pi. Dette vil være på grunn av effekten fra volumekspansjonen fra den smeltende hydratkjernen (så lenge de omsluttende lagformene,C4øker, og kjernesmelting fortsetter).

Figur 4 (d) har utviklet seg enda lengre i tid, og termodynamisk og mekanisk likevekt vil nå ha blitt nådd: temperaturen har nådd T4, den kalde resirkulasjons-temperaturen (som omgir rørledningen), og hydratlagsdannelsen og kjernesmelt-ingen har nå kommet til at vannlaget har nådd en forhøyet saltkonsentrasjon,C5som vil tilsvare likevektsbetingelsen i T4 og P4(som vil være lik Pi) og som derfor vil være lik Ci.

Denne idealiserte likevektssituasjonen er tatt videre i Figur 4 (e), hvor vi indikerer hvordan det inerte glidende laget vil kunne bli brutt opp av ganske små skjær-krefter, som vil resultere i et stort antall av svært små hydratpartikler, med sitt eget vannlag med en saltkonsentrasjon påCi- i hovedsak identisk med den "originale" partikkelen i Fig. 4 (a), bortsett fra størrelsen. En slik prosess burde resultere i et stort antall av veldig små partikler med størrelser på mindre enn en mikrometer eller noen få mikrometer. Dette vil bli observert i våre eksperimenter som mer eller mindre en hydraftåke", med partikler som vil være utenfor de praktiske observa-sjonsgrensene for det utstyret som har blitt brukt så langt. En slik utvikling vil selv-følgelig også bli hjulpet av ekspansjonskreftene og volumforandringene som kort ble nevnt tidligere. Det ytre hydratlaget vil for eksempel oppleve en volumforand-ring på rundt 16 % [ Stern et al. Polycrystalline Methane Hydrate: Synthesis from Superheated lee, and Low- Temperature Mechanical Properties, Energy & Fuels 1998, 12, 201-211] når det fryser til fast hydrat. Hvis hydrokarbon-hydratdanner blir tatt fra utsiden av det sfæreformede skallet, vil denne prosessen kunne ha en netto ekspansjonseffekt, som vil kunne resultere i spenningsoppsprekking og/eller knekking av hydratskallet - spesielt for veldig små partikler (noen få mikrometer i diameter).

Som en generell observasjon for systemer med saltvann, vil vi kunne fastslås at eventuell smelting vil fortynne saltkonsentrasjonen, og derved vil tilveiebringe et større stabilitetsområde, som vil redusere drivkraften for smelting. Dette vil være en klassisk negativ tilbakeføringssløyfe, som vil resultere i en dempende effekt på eventuell smelting av hydratpartikkelfasen.

Den store dannelsesvarmen for hydrater vil holde systemtemperaturen veldig nært likevekt for en betydelig tid, og vil dermed sikre at drivkraften for agglomerering vil være svært treg. Dessuten vil vekstmorfologi således bli mer regelmessig, med liten sjanse for å fange opp ureagert vann mellom krystalldendritter og lignende. For de saltinneholdende systemene, vil vi ha de ytterligere effektene av at det også vil være en lokal likevekt for det hydratsaltige vannsystemet, med vekstpro-gresjon helt til inhibisjon er oppnådd. Dette vil bety at en hvilken som helst temperaturøkning i et stabilt partikkel-/vannlag vil gi opphav til smelting. Saltinneholdende systemer vil være på sin lokale likevekt ved en hvilken som helst realistisk temperatur-/trykkpunkt inni den innledende likevektsledningen for systemet (som vil være basert på gass-/oljesammensetningen og saltholdigheten i det produserte vannet).

I hydrokarbonfluidsystemer med omsluttet vann innenfor hydratdekkede vann-dråper eller mellom en hydratpartikkel og et ytre hydratskall, vil en måte å bryte opp hydratskallet på være ved tilsetting av ferskvann eller saltvann i systemet. Med en forskjell i saltkonsentrasjon mellom tilsatt vann og det hydratomsluttede vannet, vil en osmotisk trykkforskjell kunne bryte hydratskallene og slippe fri det omsluttede vannet. Med det mest konsentrerte saltvannet på utsiden av et hydratskjell, vil den osmotiske trykkraften komme fra innsiden og gå mot utsiden av skallet. Med lavere saltkonsentrasjon i vannet på utsiden av et hydratskjell, vil det osmotiske trykket komme fra utsiden og gå innover. Denne fremgangsmåten vil kunne være en enkeltstående fremgangsmåte for regulering av hydrategenskaper og -atferd i et hydrokarbonfluidsystem. Injeksjon av vann eller salt (eller begge) på en kontrollert måte på et riktig punkt i en hydrokarbonfluidstrøm som inneholder fritt vann i en nedkjølingsprosess vil kunne bryte opp "tradisjonelt" dannede hydratpartikler (med omsluttet vann), og gi et "passende" kaldt hydratslam med partikler som ikke vil feste seg på for eksempel ledningsvegger eller agglomerere.

Hydratpartikler vil kunne bli flytende i løpet av smelteprosessen. Dette vil med fordel kunne utnyttes i for eksempel separasjonsprosesser i prosesseringsfasiliteter topside, som for eksempel en plattform eller en rørledningsterminal på land. I stedet for å tilsette nok varme til å smelte alle hydrater i en fluidstrøm og før stand-ard separasjonsteknologi, vil hydrater i en fluidstrøm kunne bli delvis smeltet ved å tilsette varmt vann og derved få partiklene til å flyte opp til toppen av fluidfasen. Her vil hydratpartikler kunne bli skummet av, eller på andre måter bli mekanisk separert ut fra bulkfluidet. Tilsatt vann vil også kunne inneholde magnetiske partikler som etter å ha blitt adsorbert til smeltende hydratpartikler vil kunne separere hydratene fra fluidfasen ved bruk av en magnet. I tillegg til flyteeffekten som vil bli oppnådd på denne måten, vil den samme handlingen kunne bli brukt som en flokkuleringshjelp - ved å få partiklene til å feste seg bedre sammen gjennom virkningen av vannbrobygging. Hvis flyteeffekten av delvis hydratsmelting er negativ (avhengig av hydratdanningskomponenter), vil hydratpartikler og fritt vann synke til bunnen av fluidfasen hvor de vil kunne bli skummet av eller fjernet ved hjelp av en hvilken som helst praktisk prosedyre. Saltinnholdet i det injiserte vannet vil kunne bli tilpasset til å kunne oppnå ulike nivåer av smelting (og flyte-egenskaper) av hydratpartiklene, og vil dermed regulere prosessen. Denne sepa-rasjonsprosessen vil også kunne bli utført ved delvis smelting av hydratpartikler ved å øke temperaturen i fluidstrømmen, ved å redusere trykket i systemet, eller ved eventuelle andre egnede midler.

Ytterligere mulige utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen kan illustreres gjennom de følgende eksemplene. Dette er ikke en omfattende liste av mulige implementeringer, og er kun inkludert herfor å tjene som informative eksempler, og skal på ingen måte bli sett som begrensende for fremtidige eller alternative utførelsesformer.

Eksempel 1: Gassproduksjon fra et offshore-felt med en produksjonsplattform eller et skip (eller onshore gassproduksjon i et kaldt område).

En gjennomføring av den foreliggende oppfinnelsen vil kunne innbefatte de følgende trinnene:

• Gassproduksjonen vil bli strupet ned til et egnet trykk, hvis nødvendig.

• Gassen og en hvilken som helst væske vil først passere gjennom en varm (vanligvis over 20°C) separator (som også vil bli brukt til å smelte over-skuddshydrat fra senere trinn i prosessen). • Gass (4) og kondensat (8) fra den varme separatoren (3) vil gå videre til blandingspunktet (10) (Figur 3), hvor de vil møte et kaldt (vanligvis -2 til 8 °C) gasshydratslam (16) fra en kald separator (15). • Blandingen vil bli strømmet gjennom en rørledning (11) som vil bruke varmeveksling med kaldt vann utenfra (eller luft) som et middel for nedkjøling. • Når det måtte være passende, vil satellittbrønner kunne bli koblet til strømmen (11) med kortere eller lengre tilbakekoblinger, eller alternativt kunne bli ført inn i den varme separatoren (3) som en ekstra produksjons-strøm (direkte fra satellitten til plattformen). • Ledningen (11), der fluidene blir kjølt ned, og hydratene blir felt ut, vil ende i den kalde separatoren (12) på plattformen, med en riktig nedkjølt blanding (vanligvis rundt -2 til 8 °C) hvor vannet har blitt felt ut som gasshydrater (eller konsentrert til høyere saltholdighet ifølge hydratlikevektsbetingelsene)). • Gassutløpet (6) fra den kalde separatoren (12) vil bestå av nedkjølt gass, som vil være tørr nok for direkte eksport fra plattformen (vann vil bli fjernet til hydrat, og vannets duggpunkt vil bli senket ytterligere (avhengig av gassammensetning, trykk og temperatur) av eventuelt gjenværende høyt saltholdig (ifølge hydratlikevektsbetingelser) vann i sløyfen (11) og den

kalde separatoren (12).

• Om nødvendig, vil saltvann kunne bli tilsatt som formasjonsvann fra den varme separatoren (3), som tilstrekkelig rent havvann eller ved direkte saltinjeksjon, for å oppnå et fordelaktig lavere duggpunkt for vann og/eller mindre partikkelstørrelser og mer partikkelflateareal, og for å unngå

inneslutninger av vann.

• Overskuddskondensatet (17) fra den kalde separatoren (15) vil også kunne bli transportert med gassen i eksportrørledningen (6). Den vil kunne inneholde en liten (mindre enn 5 vol. %) fraksjon av hydratpartikler, men ikke

nok til å kunne påvirke strømningsbetingelsene merkbart.

• Strømningsmønsteret i eksportledningen (6) vil, om nødvendig, kunne bli regulert på en måte som vil minimere muligheten for deponering og opphopning av hydratpartikler, foreksempel gjennom å sikre ringromstrøm. • Hydratslam fra den kalde separatoren (15) pumpes til det tidligere nevnte blandingspunktet (10), hvor det møter gass- (4)/kondensat- (8) strømmen fra den varme separatoren (3), og starter den nedkjølende strømnings-sløyfen (11). • Konsentrert (vanligvis over 10 vol. %) hydratslam fra den kalde separatoren (15) pumpes til den varme separatoren (3) for å bli smeltet tilbake til gass, kondensat, og vann. (Ytterligere konsentrasjon av slammet i for eksempel en syklon vil kunne være fordelaktiv før det blir injisert inn i den varme separatoren (3)). • Vannet som vil bli separert ut i den varme separatoren (3) vil inneholde minimale mengder av hydrokarboner, og vil sannsynligvis kunne bli reinjisert direkte inn i reservoarformasjonen, eller bli sluppet ut i havet etter eventuell nødvendig rensing.

Eksempel 2: Gassproduksjon fra en undervannsinstallasjon.

For de fleste formål i denne utførelsesformen, vil prosesstrømmen være den samme som beskrevet i Eksempel 1 ovenfor. Hovedforskjellen vil være at alt utstyr vil bli flyttet undervann, til en sentral plassering hvor produksjon fra de mest gass-rike og formasjonsvannrike produksjonsbrønnene vil være samlet, og dermed tillate at nok varme vil kunne bidra i smeltetrinnet for overskudd av hydratslam i varmeseparatoren (3). De gjenværende produksjonsbrønnene (mindre gass, mindre formasjonsvann) vil ganske enkelt kunne gradvis bli ført inn i nedkjølings-sløyfe (11) gjennom kortere eller lengre tilbakekoblinger.

Eksempel 3: Oljeproduksjon fra en undervannsinstallasjon, eller en plattform, med prosesseringsmuligheter både under vann og over vann.

En implementering av den foreliggende oppfinnelsen vil i mange henseender være identisk med den foregående, og vil kunne innbefatte, men ikke være begrenset til, de følgende trinnene: • produksjonsstrømmen (1), som inneholder olje, gass, vann, og/eller kondensat, strupes (2) ned til et egnet trykk, om nødvendig. • Fluidstrømmen (1) passerer først gjennom en varm (vanligvis over 20 °C) separator (3) (som også brukes til å smelte overskuddshydratfra senere trinn i prosessen). • Flytende hydrokarbon (8) og gass (4) (som inneholder vanndamp) fra den varme separatoren (3) går videre til blandingspunktet (10) (Figur 3), hvor de møter et kaldt (vanligvis -2 til 8°C) gasshydratslam (16) fra en kald

separator (15).

• Blandingen strømmes gjennom en rørledning (11) som benytter varmeveksling med kaldt vann utenfra (eller luft) som et middel for nedkjøling. • Når det måtte være passende, vil satellittbrønner kunne bli koblet til strømmen (11) med kortere eller lengre tilbakekoblinger, eller alternativt kunne bli innført i den varme separatoren (3) som en ekstra produksjons-strøm (direkte fra satellitten til plattformen). • Ledningen (11), der fluidene blir kjølt ned, og hydratene blir felt ut, ender i den kalde separatoren (12) på plattformen (eller alternativt undervann), med riktig nedkjølt blanding (vanligvis rundt -2 til 8 °C) hvor vannet har blitt felt ut som gasshydrater (eller konsentrert til høyere saltholdighet ifølge

hydratlikevektsbetingelsene)).

• Gassutløpet (6) fra den kalde separatoren (12) vil bestå av nedkjølt gass, som vil være tørr nok for direkte eksport, slik som i tidligere eksempler. Alternativt, vil gassen kunne bli brent i en avbrenningsfakkel eller på andre

måter avhendes.

• Oljen og kondensatet (17) fra den kalde separatoren (15) vil kunne bli transportert i en eksportrørledning (6). Det vil kunne inneholde en liten (mindre enn 5 vol %) fraksjon av hydratpartikler, men ikke nok til å merkbart kunne påvirke strømbetingelsene. Den tørkede gassen (6) vil kunne bli

kombinert med den strømmen om det skulle være ønskelig.

• Hydratslam (16) fra den kalde separatoren (15) vil bli pumpet til det tidligere nevnte blandingspunktet (10), hvor det vil møte oljen/kondensatet (8) og gass- (4) strømmen fra den varme separatoren (3), og vil begynne den

nedkjølende strømsløyfen (11).

• Konsentrert (vanligvis over 10 vol. %) hydratslam fra den kalde separatoren (15) vil kunne bli pumpet til den varme separatoren (3) for å bli smeltet tilbake til olje, gass og vann. Det vil kunne bli konsentrert av ekstra midler

(for eksempel en syklon) for å minimere tilbakekomst av hydrokarbonvæske. Den kalde separatoren (15) vil derfor med fordel bli lagt i tett fysisk nærhet til den varme separatoren (3).

Vannet som blir separert ut i den varme separatoren (3), som vil være mesteparten av vannet i systemet, vil inneholde minimale mengder av hydrokarboner, og vil sannsynligvis kunne bli reinjisert direkte inni reservoarformasjonen, eller bli sluppet ut i havet etter eventuell nødvendig rensing.

Claims (39)

1. Fremgangsmåte for behandling av en strøm av fluide hydrokarboner (1) som inneholder vann, hvor nevnte strøm av fluide hydrokarboner er en produksjonsstrøm fra minst ett brønnhull, der fremgangsmåten omfatter: - å innføre produksjonsstrømmen og en flytende fase (7) omfattende gasshydrater i en første separator (3), der den første separator har en temperatur over 20 °C som smelter gasshydratene til fritt vann, - å separere ut mesteparten av det frie vannet fra nevnte produksjonsstrøm og den flytende fasen (7) i separatoren (3), hvor en rest av nevnte fluide hydrokarbon-strøm (4) av produksjonsstrømmen og den flytende fasen (7) tas ut av separatoren (3) og innføres i et konverteringssystem (5), - å konvertere i konverteringssystemet (5) fritt/kondensert vann i den resterende fluide hydrokarbonstrømmen (4) til gasshydrater, og deretter separere en resulterende fluidstrømning fra konverteringssystemet (5) i minst en første fluidstrøm og en andre fluidstrøm, hvor nevnte første fluidstrøm (7) er en væskefase som omfatter gasshydrater, nevnte første fluidstrøm resirkuleres til den første separatoren (3) for å tilveiebringe den flytende fasen (7) omfattende gasshydrater, og hvor den andre fluidstrømmen (6, 18) som har et innhold av tørr gass og/eller kondensat/olje ledes til transport i en rørledning.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvor produksjonsstrømmen er en produk-sjonsstrøm fra et gassfelt.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller krav 2, hvor produksjonsstrømmen er en produksjonsstrøm fra et gassfelt, og hvor separering i den første separatoren omfatter å separere fritt vann og flytende kondensat fra nevnte produksjonsstrøm og introdusere en gassfase inn i konverteringssystemet.

4. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, hvor nevnte første fluid-strøm inneholder gasshydratpartikler og kondensat/olje.

5. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, omfattende smelting av gasshydratene i nevnte resirkulerte første fluidstrøm til fritt vann og/eller fri gass/kondensat/olje i den første separatoren (3).

6. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 2-5, omfattende tilsetting av varme til den første separatoren (3).

7. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, hvor nevnte resirkulerte første fluidstrøm benyttes som en motstrøms-strømning som kjøler ned den resterende fluide hydrokarbonstrømmen fra den første separatoren før den resterende hydrokarbonstrømmen går inn i konverteringssystemet (5).

8. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, omfattende å separere ut en vandig fase med overskuddsvann fra nevnte første separator (3), hvor nevnte overskuddsvann - reinjiseres i et reservoar, eller - trykkavlastes, renses for hydrokarboner og slippes ut til omgivelsene.

9. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-2 eller 4-8, omfattende å separere ut kondensat/olje fra nevnte første separator (3), hvor nevnte kondensat/olje lagres på feltet, transporteres i et skip eller en separat rørledning, eller blandes med en fluidstrøm som inneholder kondensat/olje fra nevnte konverteringssystem (5).

10. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1 -9, omfattende å separere ut den tørre gassen eller avvannede oljen/kondensatet fra nevnte første separator, hvor nevnte tørre gass og/eller avvannede olje/kondensat prosesseres ytterligere eller tilveiebringes til en rørledning for transport.

11. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, omfattende tilsetting av salt til nevnte resterende fluide hydrokarbonstrøm for å redusere et partialtrykk for vanndamp (duggpunkt for vann) over hydrat og for å regulere veksten av nevnte hydrater.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, hvor nevnte tilsatte salt er et av formasjonsvann fra nevnte første separator, havvann eller direkte saltinjeksjon.

13. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1 -12, videre omfattende reduksjon av et duggpunkt for vann i nevnte andre fluidstrøm ved bruk av minst én molekylsil.

14. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1 -13, hvor konverteringssystemet (5) medfører blanding av den resterende fluide hydrokarbonstrømmen i en reaktor (10) med partikler av gasshydrater som også introduseres i nevnte reaktor, idet utløpsstrømmen av hydrokarboner fra reaktoren kjøles ned i en varmeveksler (11), nevnte strøm behandles deretter i en andre separator (12) som separerer utløps-strømmen fra varmeveksleren til den første strømmen (13) og den andre strøm-men (6), og ytterligere separering av en tredje strøm fra nevnte første strøm, hvor nevnte tredje strøm (16) resirkuleres til reaktoren (10) for å tilveiebringe partiklene av gasshydrater, og hvor en resterende del (7) av den første strømmen resirkuleres til den første separatoren (3) som den flytende fasen (7) omfattende gasshydrater.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvor den flytende fluidfasen i konverteringssystemet (5) har sitt opphav fra kondenserte flytende hydrokarboner fra nevnte strøm av fluide hydrokarboner (1) eller et hvilket som helst annet egnet fluid.

16. Fremgangsmåte ifølge kravene 14 eller 15, omfattende regulering av en første konsentrasjon av gasshydrat i nevnte første strøm og en andre konsentrasjon av gasshydrater i nevnte tredje strøm.

17. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 14-16, hvor nevnte første strøm omfatter en første konsentrasjon av gasshydrat og nevnte tredje strøm omfatter en andre konsentrasjon av gasshydrater, hvor nevnte første konsentrasjon er mindre enn den andre konsentrasjonen.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvor nevnte andre konsentrasjon av gasshydrater fortrinnsvis er større enn 0,5 vol %.

19. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, 14-17, omfattende økning av en saltkonsentrasjon i nevnte resterende hydrokarbonstrøm eller nevnte tredje resirkulerte fluidstrøm for å redusere et partielt vanndamptrykk (duggpunkt for vann) over hydrat i nevnte hydrokarbonstrøm og regulere veksten av nevnte hydrater.

20. Fremgangsmåte ifølge et av de tidligere kravene, omfattende å holde en temperatur i nevnte andre separator nært opptil eller litt over en minimumstemperatur i en eksportrørledning for nevnte tørre gass og/eller kondensat/olje.

21. System for behandling av en strøm av fluide hydrokarbonfluider som inneholder vann, der nevnte system inkluderer følgende elementer listet opp i strømningsretningen og er koblet sammen med hverandre: kobling til en hydrokarbonproduksjonskilde (1), en første separator (3) operativ for i det minste å separere fritt vann fra nevnte fluidstrøm, et konverteringssystem (5) for å konvertere fritt/kondensert vann til gasshydrat, en rørledning (6, 18) for å transportere en tørr gass eller kondensat/olje; og i tillegg en ledning (7) som fører fra konverteringssystemet (5) til den første separatoren (3) og tilveiebringer en første resirkuleringsstrøm omfattende gasshydrater.

22. System ifølge krav 21, omfattende en trykkreguleringsventil (2) eller strupeventil (2) anbrakt mellom hydrokarbonkilden (1) og den første separatoren (3).

23. System ifølge et av kravene 21 eller 22, hvor den første separatoren (3) er utstyrt med et utløp (9) for et overskudd av en vandig fase.

24. System ifølge et av kravene 21 eller 22, hvor den første separatoren (3) er utstyrt med et utløp (8) for en hydrokarbonvæske av kondensat/olje, hvor nevnte kondensat-/oljevæske deretter vil bli lagret, transportert, eller blandet (17) med den tørre gassfluidstrømmen i rørledningen (6).

25. System ifølge et av kravene 21 -24, omfattende en første kjøler (4) for å kjøle ned fluidstrømmen før den går inn i konverteringssystemet (5).

26. System ifølge krav 25, hvor den første resirkuleringsstrømmen (7) er en motstrøm i nevnte første kjøler (4).

27. System ifølge et av kravene 23-26, omfattende en tilsettingsanordning for tilsetting av forskjellige kjemikalier til hydrokarbonstrømmen.

28. System ifølge et av kravene 21-27, omfattende en andre tilsettingsanordning for tilsetting av salt til fluidstrømmen, for å redusere et partialtrykk for vanndamp (duggpunkt for vann) over hydrat, og regulere hydratpartikkelstørrelse og morfologi.

29. System ifølge krav 28, hvor nevnte salt er et av formasjonsvann fra den første separatoren (3), tilstrekkelig rent havvann eller direkte saltinjeksjon.

30. System ifølge et av kravene 21-28, omfattende minst en molekylsil i fluidstrømledningen (7).

31. System ifølge et av kravene 21 -28, hvor konverteringssystemet (5) videre omfatter en reaktor (10), en kjøler (11) og en andre separator (12) som vil tilveiebringe den første resirkuleringsstrømmen i nevnte ledning (7).

32. System ifølge krav 31, hvor konverteringssystemet (5) videre omfatter en tredje separator (15) i nevnte ledning (7) som separerer nevnte første resirkule-ringsstrøm inn i en andre resirkuleringsstrøm (16) som leder tilbake til reaktoren (10), og en resterende del av den første resirkuleringsstrømmen (7) som går til den første separatoren (3).

33. System ifølge krav 32, hvor konverteringssystemet (5) videre er utstyrt med en pumpeanordning (14) i nevnte ledning (7) mellom den andre separatoren (12) og den tredje separatoren (15).

34. System ifølge krav 32, hvor konverteringssystemet (5) er utstyrt med minst en pumpe eller kompressor.

35. System ifølge et av kravene 21-33, hvor nevnte system er plassert under vann, på en plattform eller på land.

36. System ifølge krav 33 eller 34, hvor den første separatoren (3), den andre separatoren (12), og den tredje separatoren (15) og pumpe (14) er plassert på en plattform eller på et skip.

37. System ifølge et av kravene 31-36, hvor reaktoren (10) og kjøleren (11) er en uisolert rørledning på havbunnen.

38. System ifølge et av kravene 21-37, hvor den flytende fluidfasen i konverteringssystemet (5) har sitt opphav fra kondenserte flytende hydrokarboner fra fluidstrøm (1) eller et hvilket som helst annet fluid som er egnet til prosessen i konverteringssystemet (5).

39. System ifølge et av kravene 21-37, hvor nevnte hydrokarbonproduksjonskilde er fra et gassfelt eller et kondensat-/oljefelt, og hvor minst en satellittbrønn er direkte koblet til konverteringssystemet (5).