NO20140097A1

NO20140097A1 - Fremgangsmåte og system for vannduggpunktsenking under vann

Info

Publication number: NO20140097A1
Application number: NO20140097A
Authority: NO
Inventors: Arne Olav Fredheim; Baard Kaasa; Bernt Henning Rusten; Knut Arild Maraak
Original assignee: Statoil Petroleum As
Priority date: 2011-07-01
Filing date: 2014-01-28
Publication date: 2014-01-28
Also published as: US20180200669A1; GB201400891D0; GB2507429B; GB2507429A; BR112013033539A2; CA2840842A1; BR112013033539B1; US20140157658A1; WO2013004275A1; US9950293B2; AU2011372732A1; AU2011372732B2; CA2840842C; GB2507429B8; US10786780B2; GB2507429A8

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for vannduggpunktsenking under vann i en fremstilt multifase-hydrokarbonfluidstrøm som inneholder vann, der fremgangsmåten omfatter trinnene med å: separere hydrokarbonfluidstrømmen i en væskefase og en første gassfase; avkjøle den første gassfasen på en kontrollert måte for å drive ut vann eller kondensvann og eventuelt andre kondensater mens fluidet holdes over en hydratdannelsestemperatur derav; separere ut kondenserte væsker og en andre gassfase; hvori den andre gassfasen har et vannduggpunkt som er lavere enn det til den initiale multifase- hydrokarbonfluidstrømmen. Oppfinnelsen vedrører også et system for vannduggpunktsenking under vann.

Description

Fremgangsmåte og system for vannduggpunktsenking under vann

Oppfinnelsens område

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og et system for vannduggpunktsenking i undervannstransport av fremstilt gass.

Bakgrunn

Ved utvikling av fjerntliggende eller marginale offshore olje- og gassfelt velges undervannsutvikling ofte for å redusere investeringer i produksjonsanlegg. Selv som hydrokarbonene som fremstilles på stedet, må behandles, er antallet undervannsbehandlingsenheter foretrukket lavt, og enhetene er av redusert kompleksitet for minimalt vedlikehold og for å unngå funksjonssvikt. For ytterligere behandling er det ønskelig å utnytte behandlingskapasitet innenfor eksisterende infrastruktur enten offshore eller på land, hvilket kan kreve transport over lange avstander via rørledninger.

Hydrokarbonbrønnfluidet vil ofte inneholde både olje og gass, som kan separeres i en undervannsseparasjonsenhet og deretter enten transporteres separat til den samme behandlingsenheten eller transporteres til forskjellige behandlingsenheter for å utnytte kapasiteten i omkringliggende infrastruktur. Det fremstilte hydrokarbonholdige fluidet er varmt når det går inn i brønnhodet, generelt i området 60-130 °C og vil i tillegg til hydrokarboner inneholde flytende vann og vann i gassfasen som korresponderer med vanndamptrykket ved gjeldende temperatur og trykk. Hvis gassen transporteres ubehandlet over lange avstander, vil den avkjøles, vannet i gassfase vil kondensere, og under hydratdannelsestemperaturen vil det dannes hydrater. Hydratdannelsestemperaturen er i området 20-30 °C mellom 100-400 bar.

Hydrater er islignende krystallinske faststoffer sammensatt av vann og gass, og hydratavsetninger på innerveggen i gass- og/eller oljerørledninger er et alvorlig problem i dagens olje- og gassproduksjons infrastruktur. Når varmt hydrokarbonfluid som inneholder vann, strømmer gjennom en rørledning med kalde vegger, vil hydrater utfelles og feste seg til innerveggene. Dette vil i sin tur redusere rørledningens tverrsnittareal, hvilket uten riktige mottiltak vil føre til et trykktap og til slutt til en fullstendig blokkering av rørledningen eller annet behandlingsutstyr. Transport av gass over avstander vil derfor vanligvis kreve hydratkontroll.

Eksisterende teknologi som befatter seg med problemet med å fjerne slike avleiringer eller unngå dem, inkluderer: • Tilsetting av inhibitorer (termodynamiske eller kinetiske), som hindrer hydratavleiring. • Elektrisk oppvarming og isolering som holder rørledningen varm (over hydrattilsynekomsttempe råturen). • Mekanisk avskraping av avleiringene fra den indre rørveggen med jevne mellomrom ved pigging.

For å unngå dannelse av hydrat kan en termodynamisk eller kinetisk hydratinhibitor tilsettes, slik som en alkohol (metanol eller etanol) eller en glykol slik som monoetylenglykol (MEG eller 1,2-etandiol), som er rimelig og enkel å injisere. Men hvis vanninnholdet er høyt, trengs det tilsvarende store mengder inhibitor som på mottaksenden eller på stedet vil kreve en behandlingsenhet for hydratinhibitorregenerering med tilstrekkelig kapasitet til å gjenvinne og resirkulere inhibitoren. Gjenvinning kan utføres av en MEG-regenereringsenhet, men vil bidra til en økning i både kostnader og investeringer, spesielt hvis den installeres på stedet på undervannsnivå.

Derfor er det et behov for å fjerne både flytende vann og vann i gassfasen fra et fremstilt hydrokarbonholdig fluid, hvori forholdet mellom væske- og gassfase er avhengig av vanndamptrykket ved den dominerende temperaturen og trykket. Vannfjemingen i en hydrokarbonholdig gass, eller vannduggpunktsenkingen, bør utføres før fluidets temperatur faller under hydratdannelsestemperaturen. I tillegg bør det anvendes reduserte mengder hydratinhibitorer sammenlignet med kjent teknikk for å unngå regenerering under vann, dvs. før lang transport via rørledning under vann i kaldt sjøvann, slik som 5 km eller mer, for eksempel 10, 20, 30, 50, 75 eller 100 km eller mer.

Elektrisk oppvarming over hydratdannelsestemperaturen er svært dyrt på grunn av både høye installasjons-og driftskostnader. Følgelig er ikke elektrisk oppvarming anvendbar for langdistansetransport.

En annen fremgangsmåte for å redusere eller unngå anvendelsen av hydratinhibitor er å isolere rørledningen og redusere diameteren for å øke strømningsraten og derved redusere temperaturtap og vannansamling. Hvis rørledningen ikke er for lang, slik som i området 1-30 km, vil det være mulig å holde temperaturen over hydratdannelsestemperaturen, ved hvilken hydrater dannes. Dette reduserer imidlertid rørledningens operasjonsvindu, og den vil ikke ha kapasitet for fremtidige høyere gassrater og kan ikke opereres ved lave gassrater. Det kan også være nødvendig å øke trykket, siden trykkfallet i rørledningen vil være viktig på grunn av en liten rørledning. I tillegg vil hydratdannelse oppstå under produksjonsstans og nedstenginger siden hydrokarbonene avkjøles til under dannelsestemperaturen.

Pigging er en kompleks og dyr operasjon. Hvis ingen sløyfe er tilgjengelig, må en pigg innføres under vann ved hjelp av fjernstyrte kjøretøyer. Hvis det er avsatt flere hydrater enn piggdiameteren er designet for, kan piggen sette seg fast i rørledningen, hvilket fører til kostbare operasjoner og stans i produksjon for å fjerne piggen.

RU 2199375 omhandler en fremgangsmåte for absorpsjonstørking av hydrokarbongass ved bruk av et primært separasjonstrinn og et kjøletrinn der gasstemperaturen og duggpunktet for gass styres ved å tilsette en absorbent før kjøleren, og et andre separasjonstrinn der absorbenten regenereres for videre transport av gassen. Fjerningen av bulkvann i det første separasjonstrinnet reduserer belastningen på absorberen, men med anvendelsen av en absorber er minst én regenereringsenhet nødvendig, hvilket ikke er ønskelig i undervannsinstallasjoner.

US 5,127,231 omhandler behandlingen av gass fra en produksjonsbrønn ved å bringe gassen i kontakt med en væskefase, som inneholder vann og antihydrat-additiv, i en enhet som separerer ut en væskefase og en additivladet gass som transporteres over lange avstander, som kan være flere kilometer. Det er beskrevet en nesten konvensjonell tørkeprosess som involverer en kontaktor med absorbent (glykol). Gassen avkjøles under transport før den går inn i varmeveksleren der kondensat av vannløsemiddel og additiv separeres fra gassen i et utfellingsfartøy (eng.: settlement vessel). Væskefasen resirkuleres til produksjonsstedet. Følgelig tilsettes antihydrat-additivet under den første separasjonen og er til stede under hovedtransporten før avkjøling, og deretter separeres additivet ved endemottaksterminalen der gassen behandles.

Fremgangsmåtene beskrevet ovenfor utnytter resirkulering av antihydrat-additiv som introduseres under det første separasjonstrinnet på brønnstrømmen. Denne introduksjonene av additiv nødvendiggjør en absorberingsenhet for regenerering av additivet.

CA 2,040,833 vedrører en fremgangsmåte for å hindre dannelse av hydrater i undervannsrør ved å sende en brønnstrøm gjennom en separator ved kontrollert trykk, og koke av lette hydrokarboner fra væskefasen i en slik grad at i det vesentlige ingen hydrater dannes. Dannelsen kan ytterligere hindres av tilsetting av glykol som hydratinhibitor. Strupingen av brønnstrømmen for å fordampe lette bestanddeler og vann fører til et redusert trykk, som må gjenvinnes ved hjelp av en kompressor. Avhengig av gass/olje-forholdet (GOR) vil mengden vann og sammensetningen av strømmen som resulterer fra trykkreduksjonen, variere, og anordningen er derfor begrenset til fluider med et egnet fasediagram. I tillegg avkjøles hele brønnstrømmen i dette dokumentet, hvilket krever en kjøler med stor kapasitet.

Et viktig formål med den foreliggende oppfinnelsen er å redusere antallet behandlingsenheter under vann og å minimere mengden antihydratadditiv som anvendes, slik at gassfasen fra en produksjonsbrønn kan transporteres over store avstander i kaldt vann uten å forårsake hydratdannelse, samtidig som det kreves ingen eller lite additivregenerering ved ankomst til en behandlingsenhet.

Kort beskrivelse

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte og et system for vannduggpunktsenking under vann

for å unngå hydratdannelse ved å fjerne vann fra fremstilt gass. Oppfinnelsens formål er å redusere vanninnholdet i en fremstilt gass til et akseptabelt nivå der mengden hydratinhibitor som trengs, er tilsvarende lav.

I ett aspekt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte for vannduggpunktsenking under vann i en fremstilt multifase-hydrokarbonfluidstrøm som inneholder vann, der fremgangsmåten omfatter trinnene med å: i) separere hydrokarbonfluidstrømmen i en første væskefase og en første gassfase;

ii) avkjøle den første gassfasen på en kontrollert måte for å drive ut vann eller kondensvann og eventuelt andre kondensater i en andre væskefase mens fluidet holdes over en hydratdannelsestemperatur derav; og

iii) separere ut den andre væskefasen og en andre gass;

hvori den andre gassfasen har et vannduggpunkt som er lavere enn det til den første gassfasen og/eller den initiale multifase-hydrokarbonfluidstrømmen.

På denne måten kjøles den første gassfasen ned til en temperatur over 20 °C, eller i området 20-30 °C, eller ca. 25 °C, og i tillegg kan den avkjølte første gassfasen være fri for hydratinhibitor og/eller absorbent.

En hydratinhibitor kan så tilsettes i den andre gassfasen før videre transport over en avstand under vann. I tillegg kan den andre gassfasen komprimeres før tilsetting av hydratinhibitor og transporteres over en avstand under vann.

Videre kan fremgangsmåten ytterligere omfatte de ytterligere trinnene med å:

iv) tilsette hydratinhibitor (slik som en liten mengde) i den andre gassfasen;

v) avkjøle den andre gassfasen på en kontrollert måte for å drive ut vann eller

kondensvann og eventuelt andre kondensater til en tredje væskefase; og

vi) separere ut den tredje væskefasen og en tredje gassfase;

hvori den tredje gassfasen har et lavere vannduggpunkt enn den andre gassfasen, og/eller den første gassfasen og/eller den initiale multifase-hydrokarbonfluidstrømmen.

Avkjølingstrinnet v kan utføres av en varmeveksler ved hjelp av omkringliggende sjøvann eller et kjølemedium, eller det kan gjøres ved å strupe gasstrømmen for å oppnå Joule Thomson-kjøling, eller en kombinasjon av varmeveksling og struping.

Den andre gassfasen kan således kjøles ned til en temperatur under 0 °C, eller i området ca. 0-25 °C, eller i området ca. 0-4 °C, eller til ca. det omkringliggende sjøvannets temperatur.

Således kan den andre gassfasen kjøles ned til en temperatur på ca. sjøtemperatur, eller under sjøtemperatur. Med denne ekstra avkjølingen vil ingen utfelling av flytende vann skje i gassrørledningen hvis den holdes på samme trykk eller lavere trykk. Ytterligere inhibering av den tredje gassfasen er derfor vanligvis ikke nødvendig. Inhibitorinjeksjon (slik som glykol) kan fortsatt være nødvendig avhengig av kjølegrad ved struping, følgelig vannduggpunktsenking, og avhengig av trykkøkning ved komprimering.

Ytterligere kan en hydratinhibitor tilsettes i den tredje gassfasen før videre transport over en avstand undervann. I tillegg kan den tredje gassfasen komprimeres før eventuell tilsetting av hydratinhibitor og transporter over en avstand under vann.

I ett alternativ kan den avkjølte andre gassfasen strupes etter avkjøling i trinn v) og før separasjon i trinn vi) for å avkjøle gassen ytterligere, og den andre gassfasen kan således kjøles ned til en temperatur på ca. sjøtemperatur, eller under sjøtemperatur.

I et ytterligere alternativ kan flytende vann i tillegg separeres fra den fremstilte multifase-hydrokarbonfluidstrømmen i trinn i) og det separerte flytende vannet kan reinjiseres i underjordiske formasjoner.

I et annet alternativ blandes den andre væskefasen med utdrevet vann eller kondensert vann og andre kondensater fra separasjonen i trinn iii) og eventuelt den tredje væskefasen fra trinn vi) med den første væskefasen fra separasjonen i trinn i). I enda et annet alternativ resirkuleres den andre væskefasen med utdrevet vann eller kondensert vann og andre kondensater fra separasjonen i trinn iii) og eventuelt den tredje væskefasen fra trinn vi) til separasjonen i trinn i), eventuelt ved hjelp av en pumpe.

Den første væskefasen, eventuelt blandet med den andre væskefasen og eventuelt den tredje væskefasen kan transporteres til ytterligere behandlingsanlegg, alternativt med hjelp av trykkøkning.

Hydratinhibitoren(e) kan velges fra én eller flere av:

termodynamiske inhibitorer, slik som alkoholer, f.eks. etanol, metanol, glykoler,

slik som monoetylenglykol (MEG), dietylenglykol (DEG) eller trietylenglykol (TEG), eller aminer slik som monoetanolamin (MEA) eller metyldietanolamin (MDEA); eller

kinetiske inhibitorer eller anti-bindemidler, kjent som lavdose-hydratinhibitorer (LDHI), f.eks. polymerer, kopolymerer eller surfaktanter.

Med de ytterligere trinnene ovenfor kan en hydratinhibitor alternativt tilsettes i den andre gassfasen før avkjøling, og den avkjølte andre gassfasen kan strupes etter avkjøling i trinn iv) og før separasjon i trinn v).

I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen et system for vannduggpunktsenking under vann i en fremstilt multifasestrøm, hvori systemet omfatter: i) en første separator som har et multifasestrøminnløp, et utløp for første

gassfase og et utløp for første væskefase;

ii) en første gasskjøler med temperaturkontroll for vannutdriving som har et innløp

og et utløp; og

iii) en andre separator som har et innløp, et kondensatutløp og et gassutløp;

hvori gassfaseutløpet til den første separatoren er i fluidkommunikasjon med

gasskjølerinnløpet, og der gasskjølerutløpet er i fluidkommunikasjon med den andre separatorens innløp, og hvori gass som går ut av den andre separatorens gassutløp, har et vannduggpunkt som er lavere enn det til multifasestrømmen som går inn i den første separatoren.

Gassutløpet til den andre separatoren kan være forbundet med en gasstransportledning for videre transport under vann, og gasstransportledningen kan også omfatte et tilsettingspunkt for hydratinhibitor.

I tillegg kan gasstransportledningen omfatte en kompressor eller pumpe, og i tilfelle nærværet av et hydratinhibitortilsettingspunkt er kompressoren eller pumpen plassert oppstrøms av tilsettingspunktet.

Videre kan systemet ovenfor ytterligere omfatte:

iv) et tilsettingspunkt for hydratinhibitor;

v) en andre gasskjøler med temperaturkontroll for vannutdriving som har et innløp og et utløp; og

vi) en tredje separator som har et innløp, et kondensatutløp og et gassutløp;

hvori den andre separatorens utløp er i fluidkommunikasjon med innløpet til den andre gasskjøleren, der fluidkommunikasjonen omfatter tilsettingspunktet for hydratinhibitor, og hvori den andre gasskjølerens utløp er i fluidkommunikasjon med den tredje separatorens innløp, og hvori gass som går ut av den tredje separatorens gassutløp, har et vannduggpunkt som er lavere enn det til fluidet som går inn i den andre separatoren.

Gassutløpet til den tredje separatoren kan være forbundet med en gasstransportledning for videre transport under vann, og gasstransportledningen kan omfatte et tilsettingspunkt for hydratinhibitor. I tillegg kan gasstransportledningen omfatte en kompressor eller pumpe, og i tilfelle nærværet av et hydratinhibitortilsettingspunkt er kompressoren eller pumpen plassert oppstrøms av tilsettingspunktet.

Ledningen forbinder den andre separatorens utløp med innløpet til den andre gasskjøleren, og ledningen omfatter et hydratinhibitortilsettingspunkt.

I et annet alternativ forbinder en ledning den andre gasskjølerens utløp med innløpet til den tredje separatoren, hvori ledningen omfatter en reguleringsstruper.

En kompakt separasjonsteknologi kan anvendes for én eller flere av separatorene, slik som inline-separasjonsteknologi eller en skrubber. I tillegg kan den første separatoren være en trefaseseparator omfattende et fluidinnløp, et gassfaseutløp, et utløp for flytende kondensat og et utløp for flytende vann. Videre kan trefaseseparatorens utløp for flytende vann være forbundet med et brønnhode for reinjeksjon i underjordiske formasjoner.

Kondensatutløpene til separatorene kan være forbundet med en ledning for transport til et ytterligere behandlingsanlegg, eventuelt forbundet med en pumpe eller kompressor for å øke trykket for transporten. Alternativt er ett av eller begge kondensatutløpene til den andre og tredje separatoren forbundet med en ledning for å resirkulere kondensatene til den første separatoren.

Således, ved å anvende en undervannskjøler unngår den foreliggende oppfinnelsen trykkreduksjon og er fleksibel med hensyn til hvilken kjøletemperatur som kreves.

I tillegg forblir den resulterende væskefasen varm, og siden den har en mye større varmekapasitet enn gassfasen, kan den separerte væskestrømmen transporteres over lange avstander, slik som fra 5 km eller mer, før den avkjøles i en slik grad at det dannes hydrater. Således er fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelsen også egnet for væskedominerte systemer.

Angen av de kjente anordningene anvender et separator-kjøler-skrubber-oppsett som i den foreliggende oppfinnelsen for å fjerne vann og deretter overføre gassen med minimal injisering av hydratinhibitor. Og ingen av de kjente prosessene kombinerer en vannutdrivingsprosess med en gasstransportprosess.

Tegninger

Oppfinnelsen vil i det følgende bli beskrevet i ytterligere detalj ved hjelp av eksempler på utførelsesformer med henvisning til de medfølgende tegningene, som ikke skal oppfattes som begrensende for oppfinnelsens omfang. Figur 1 viser skjematisk riss av et undervannsanlegg for vannduggpunktsenking og vannfjerning ifølge den foreliggende oppfinnelsen. Figur 2 viser skjematisk riss av en alternativ utførelsesform av et undervannsanlegg for vannduggpunktsenking og vannfjerning ifølge den foreliggende oppfinnelsen.

Detaljert beskrivelse

I det følgende er det viktig å spesifisere visse forskjeller mellom de to begrepene "vannfjerning" og "gasstørking".

"Vannfjerning" betyr å fjerne en stor mengde vann fra en strøm og resulterer ikke i en tørr gass per se. I eksempelet som er vist senere i eksemplene på utførelsesformer, fjernes ca. 97 % av vannet ved hjelp av avkjøling, hvilket for praktisk anvendelse anses som fjerning av nesten alt vann. Under transport av gassen vil den ovennevnte

fjerningen av vann gjøre det nødvendig å tilsette mye mindre hydratinhibitor enn hvis ikke noe vann hadde blitt fjernet ved hjelp av avkjøling.

"Gasstørking" vedrører tørkingen av gass for å tilfredsstille en spesifikasjon for en rørledning, hvilket ofte krever et vannduggpunkt på -18 °C, og hvori vanninnholdet må reduseres til ppm-området for å tilfredsstille slike krav.

Den vanligste fremgangsmåten for å oppnå gasstørking er ved hjelp av absorpsjon hvori vannet absorberes av en absorbent. Absorbenten kan for eksempel være en glykol, slik som TriEtylenGlykol (TEG). Det nevnte behovet for et lavt nivå av vanninnhold ved hjelp av absorpsjon krever også et regenereringsanlegg for å fjerne vann fra glykolen.

En annen fremgangsmåte for å oppnå et slikt lavt vanninnhold i gasstørking er ved hjelp av ekspansjon og derved avkjøling. Denne fremgangsmåten kan utføres ved hjelp av en ventil eller en (turbo)ekspander, der arbeidet som genereres av den ekspanderende gassen, kan gjenbrukes i en kompressor for å delvis gjenvinne trykket. Temperaturen til en ekspander kan nå svært lave temperaturer, slik som under -25 °C, og det er derfor nødvendig å tilsette en hydrat/is-inhibitor i gassen før den går inn i ekspanderen.

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører vannduggpunktsenking og vannfjerning og ikke gasstørking for å tilfredsstille behovet for få komponenter og sikre operasjoner med lave vedlikeholdsbehov.

Med "duggpunktsenking" forstås prosessen med å redusere væske-damp-duggpunktet for en gass ved å fjerne en andel av væsken fra gassen.

Med "vannutdriving" forstås fjerning av vann ved kondensering.

Figur 1 viser en utførelsesform av en behandlingsplan for et system og en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen hvori en multifase-hydrokarbonholdig brønnstrøm i en rørledning 1 først separeres i en første gassfase i en ledning 2 og en første væskefase i en ledning 3 av en første separator 10, som kan være en konvensjonell separator eller ha mer kompakt separasjonsteknologi, f.eks. inline-separasjonsteknologi.

Separatoren 10 kan være en tofaseseparator eller mer foretrukket en trefaseseparator som vist i figur 1.1 det førstnevnte tilfellet med en tofaseseparator separeres gass fra en blanding av hydrokarbon og vann i en væskefase som kommer ut i ledning 3.1 det sistnevnte tilfellet som vist i figur 1, separeres væskefasen ytterligere i en separat flytende vann-fase i ledning 4 og en flytende hydrokarbon-fase separeres ut i ledning 3.

Sammensetningen og fasefordelingen av brønnstrømmen kan variere etter temperatur, trykk og det spesifikke produksjonsfeltet, men vil ofte inneholde en viss mengde vann hvorav størstedelen separeres ut i separator 10. Den separerte flytende vann-fasen i ledning 4 kan lede til et brønnhode 40 for reinjeksjon i de underjordiske formasjonene.

Den første gassfasen i ledning 2 avkjøles så i en multifasegasskjøler 20 til en så lav temperatur som mulig for å drive ut vann, men ikke inn i temperaturområdet for hydratdannelse. Gassen og de kondenserte væskene av vann og kondensat sendes fra kjøleren 20 via ledning 5 til en andre separator 30 slik som en kondensert vann-skrubber, der de separeres i en andre væskefase som går ut i ledning 6, og en andre gassfase som går ut av den andre separatoren via ledning 8. Den andre separatoren 30 kan være en konvensjonell separator eller ha en mer kompakt separasjonsteknologi, f.eks. inline-separasjonsteknologi eller en skrubber.

De kondenserte væskene i den andre væskefasen fra den andre separatoren 30 som går ut i ledning 6, blandes med den første væskefasen 3, som kan være hovedsakelig en hydrokarbonstrøm, fra den første separatoren til en kombinert væskefase i ledning 7. En reguleringsventil 60 på ledning 3 oppstrøms av blandepunktet for ledning 6 og 3 kan være til stede for å hindre tilbakeslag inn i den første separatoren og/eller for å regulere blanderaten og sammensetningen av strømmene. Siden den kombinerte væskefasen er varm, kan den transporteres over lange avstander som nevnt ovenfor før den avkjøles til et temperaturnivå der hydratdannelse skjer.

Reduksjonen i vanninnhold for den første gassfasen i ledning 2 i forhold til den andre gassfasen i ledning 8, er i området 80-98 % eller ca. 97 %, ved anvendelse av kjøleren 20 og separatoren 30.

En trykkøkningsinnretning slik som en kompressor 50 eller pumpe kan i tillegg installeres på den resulterende andre gassfasestrømmen i ledning 8, hvori den andre gassfasen vil gå ut av kompressoren 50 eller pumpen med forhøyet trykk i en ledning 11.

For å transportere den andre gassfasen med redusert vanninnhold i ledning 8, eventuelt komprimert i ledning 11, til en behandlingsenhet, slik som et behandlingsanlegg på land, kan en liten mengde hydratinhibitor tilsettes i den andre gassfasen ved en ledning 9 for inhibitortilsetting/-injeksjon. Enhver hydratinhibitortilsetting, slik som glykolinjeksjon inn i den andre gasssfasestrømmen, må utføres etter den eventuelle kompressoren 50 for å unngå væske i kompressoren 50.

Mengden hydratinhibitor som trengs for å transportere den andre gassfasen med redusert vanninnhold i ledning 8 eller 11, sammenlignet med mengden inhibitor som trengs for den samme transporten av den første gassfasen som går ut av den første separatoren 10 i ledning 2, er betydelig redusert. Den resulterende reduksjonen i hydratinhibitor som trengs (slik som MEG) i gassfasene er typisk i størrelsesorden 80-98 %.

I tillegg kan en kompressor eller pumpe på den kombinerte væskefasen i ledning 7 (ikke vist) anvendes til trykkøkning, eller for å forenkle transporten av den første væskefasen til ytterligere behandlingsanlegg.

Et nøkkelelement i det foreliggende behandlingsoppsettet er undervannsgasskjøleren 20 der gassutløpstemperaturen til den første gassfasen 5 kan kontrolleres. En slik kjøler er gjenstanden for en separat patentsøknad med en mer detaljert beskrivelse av denne enheten.

Figur 2 viser en alternativ totrinns kjøleseksjon 300 hvori en ytterligere andre kjøler 121 og tredje separator 131 anvendes for nøyaktig kjøling av den andre gassfasen i utførelsesformen ovenfor og separering av en tredje gassfase i en ledning 182 og vann i en tredje væskefase i en ledning 161.

Således viser figur 2 en alternativ utførelsesform av en behandlingsplan for et system og en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen hvori en multifase-hydrokarbonholdig brønnstrøm i en rørledning 101 først separeres i: en første gassfase i en ledning 102;

en første hydrokarbon væskefase i en ledning 103; og

en flytende vann-fase i en ledning 104

ved hjelp av en første trefaseseparator 110, som kan være en konvensjonell separator som beskrevet ovenfor.

Brønnstrømmen kan inneholde en viss mengde vann hvorav størstedelen separeres ut i separator 110. Den separerte flytende vann-fasen i ledning 104 kan reinjiseres i de underjordiske formasjonene ved brønnhode 140.

Den første gassfasen i ledning 102 blir så, som ovenfor, avkjølt i en første multifasegasskjøler 120 til en så lav temperatur som mulig for å drive ut vann, men ikke inn i temperaturområdet for hydratdannelse. Kondenserte væsker av vann og kondensat sendes sammen med gass fra kjøleren 120 via ledning 105 til en andre separator 130 slik som en kondensert vann-skrubber, der fasene separeres i en andre gassfase som går ut øverst på separatoren via ledning 108, og en væskefase som går ut nederst på separatoren 130 via ledning 106. Den andre separatoren 130 kan, som nevnt tidligere, være en konvensjonell separator eller ha en mer kompakt separasjonsteknologi, f.eks. inline-separasjonsteknologi eller en skrubber.

De kondenserte væskene fra den andre separatoren 130 tas ut i ledning 106 og blandes med bulkvæskefasen i ledning 103, som kan være en hovedsakelig hydrokarbonholdig strøm fra den første separatoren, til en kombinert væskefase i ledning 133.

Vanninnholdet i den første gassfasen i ledning 102 reduseres således i forhold til gassfasen i ledning 105 etter kjøleren 120 og i den andre gassfasen i ledning 108 etter separatoren 130, i størrelsesorden 80-98 % eller ca. 97 %.

Den andre gassfasen i ledning 108 inneholder en redusert mengde vann, og dens temperatur kan være nær hydratdannelsestemperaturen. Før ytterligere avkjøling og fjerning av vann tilsettes en hydratinhibitor, slik som MEG, i den andre gassfasen før den går inn i en andre kjøler 121, ved hjelp av en tilsettings/injeksjonsledning 191 for å hindre hydratdannelse i kjøleren.

Hydratinhibitortilsettingen lar den andre gassfasen kjøles til en lavere temperatur enn den til den første gassfasen, slik som nær ved eller omtrent lik det omkringliggende sjøvannets temperatur, for eksempel i området 0-5 °C eller ytterligere til en så lav temperatur som mulig for å drive ut maksimal mengde vann.

Den avkjølte andre gassfasen og de kondenserte væskene av vann og kondensat derav sendes fra kjøleren 121 via en ledning 181 til en tredje separator 131, som kan være lignende den andre separatoren130, der fasene separeres i en tredje gassfase som går ut øverst via ledning 182, og en tredje væskefase som går ut nederst via ledning 161.

Ledning 181 kan i tillegg være utstyrt med en strupeventil 151. Strupeventilen 151 gjør det mulig å regulere ekspansjonen av den andre gassfasen og derved kjøle ned fasen på grunn av Joule Thomson- eller Joule-Kelvin-effekten, slik som under sjøvannets temperatur. Den andre kjøleren 121 og strupeventilen 151 kan anvendes sammen eller hver for seg for å oppnå den ønskede avkjølingen av fluidet i ledning 181.

Som nevnt ovenfor kan det totrinns kjøle- og separasjonssystemet omfattende den første og andre kjøleren 120 og 121 og den andre og tredje separatoren 130 og 131, anses som én kjøleenhet 300, hvori en første gassfase går inn via ledning 102 og hvor nesten tørr gassfase, eventuelt inhibert ved en liten mengde hydratinhibitor, går ut via ledning 182. Flytende vann og eventuelt ytterligere kondensater går ut av kjøle- og separasjonssystemet til kjøleenhet 300 via én eller flere ledninger 106 og 161, som kan kombineres før blanding med væskestrømmen i ledning 103 fra den første separatoren 110 til en felles ledning 107.

En trykkøkningsinnretning slik som en kompressor 150 eller pumpe kan i tillegg installeres på den resulterende tredje gassfasestrømmen i ledning 182, som går ut med førhøyet trykk i ledning 111.

For å transportere den tredje tørre og eventuelt komprimerte gassfasen trygt til en behandlingsenhet, kan en liten mengde hydratinhibitor tilsettes, hvis den ikke er tilsatt tidligere eller i tillegg til tidligere injeksjoner (slik som før den andre kjøleren 121), i gassfasen ved en inhibitortilsettingsledning 109. Hvis den tilsettes, utføres hydratinhibitortilsettingen som nevnt ovenfor etter kompressoren 150 for å unngå væske i kompressoren 150.

Ved å tilsette hydratinhibitor før den andre kjøleren 121 via ledning 191 kan den tredje gassfasen imidlertid inneholde tilstrekkelig hydratinhibitor når den går ut av separatoren 131 som ikke kondenseres og fjernes deri, til å være inhibert for videre transport. Gassfasen kan transporteres som en enfaset strøm uten behov for noen ytterligere hydratinhibitor og hvori kondensering i rørledningen unngås.

De kondenserte væskene fra den andre separatoren 130 som går ut i ledning 106, og de kondenserte væskene fra den tredje separatoren 131 som går ut i ledning 161, blandes med bulkvæskefasen i ledning 103 fra den første separatoren 110, til henholdsvis en første kombinert væskefase i ledning 133 og en andre væskefase i ledning 107. En reguleringsventil 160 på ledning 103 oppstrøms av blandepunktet for ledning 106 og 161 kan være til stede for å hindre tilbakeslag inn i separatoren og/eller for å regulere blanderaten og sammensetningen av strømmene. Lignende ventiler kan være til stede på ledning 106 og 161 eller som en del av henholdsvis separator 130 og 131 før blandepunktene for å regulere nivåene for separatortankene (ikke vist). Alternativt kan væskefasen fra den andre separatoren 130 mates via en ledning 162 tilbake til den første trefaseseparatoren 110, for eksempel for å redusere mengden vann i bulkvæskefasen og således redusere risikoen for hydratdannelse i ledning 107.

En kompressor eller pumpe 170 på ledning 107 kan anvendes til trykkøkning eller for å forenkle transporten av bulkvæskefasen til ytterligere behandlingsanlegg.

De kombinerte væskefasene i ledning 107 er varme og kan transporteres over lange avstander som nevnt ovenfor før de avkjøles til et temperaturnivå der hydratdannelse kan skje.

Med den foreliggende oppfinnelsen kan det være mulig å redusere mengden hydratinhibitor/MEG som trengs for å hindre hydratdannelse, med 97 % slik det vil bli vist i eksempelet nedenfor. Dette reduserer innvirkningen på eksisterende regenereringsenheter for hydratinhibitor (slik som MEG), som for øyeblikket anvendes på mottaksanlegg. Hvis hydratinhibitorvolumene er små nok, kan mengdene samles inn og transporteres for regenerering andre steder, og krever ikke regenereringsenheter på mottaksstedet. Ved anvendelse av alternative hydratinhibitorer enn de nåværende inhibitorene, kan slike hydratinhibitorer ved lav dose følge vannproduksjonen og trenger ikke å gjenbrukes eller regenereres. Et lavt forbruk av hydratinhibitor som gjøres mulig av vannutdrivingen som er beskrevet ovenfor, er derfor fordelaktig både med hensyn til økonomi og miljøet.

Med den nye teknologien ifølge den foreliggende oppfinnelsen er gasstrømmen fullt inhibert for hydratdannelse over lange avstander og større uisolerte og mer økonomiske rørledninger kan anvendes. Slike rørledninger tilveiebringer mindre trykkfall, noe som eliminerer eller reduserer behovet for trykkøkning og øker fleksibilitet med hensyn til produksjonsrater og innlemming av nye felt, spesielt sammenlignet med eksisterende isolerte rørledninger med redusert diameter.

Med hjelp av den foreliggende oppfinnelsen kan det også være mulig å produsere marginale felt til eksisterende infrastruktur på en fleksibel og effektiv måte, dvs. uten å øke den nåværende kapasiteten for regenerering av hydratinhibitor. Ufordelaktige og ufleksible løsninger kan også unngås i den forstand at rørledningene som kan anvendes, som beskrevet ovenfor, har et større operasjonsvindu.

Eksempel 1

Med en temperatur på den multifase-hydrokarbonholdige strømmen 1 og den første separatoren 10 på 100 °C er vanninnholdet i gassen 1,5 mol %. For en viss spesifikk gassrate vil det kreve ca. 24 m<3>/d 90 vekt-% hydratinhibitor (MEG) for å hindre at hydrater dannes i en gassrørledning. Ved å avkjøle gassen til 30 °C ifølge den foreliggende oppfinnelsen og separere ut kondensert vann, reduseres det nødvendige forbruket på 90 vekt-% hydratinhibitor (MEG) til ca. 0,8 m<3>/d, hvilket tilsvarer en reduksjon av MEG på ca. 97 %.

Claims

1. Fremgangsmåte for vannduggpunktsenking under vann i en fremstilt multifase-hydrokarbonfluidstrøm som inneholder vann, der fremgangsmåten omfatter trinnene med å: i) separere hydrokarbonfluidstrømmen i en første væskefase og en første gassfase; ii) avkjøle den første gassfasen på en kontrollert måte for å drive ut vann eller kondensvann og eventuelt andre kondensater i en andre væskefase mens fluidet holdes over en hydratdannelsestemperatur derav; og iii) separere ut den andre væskefasen og en andre gassfase; hvori den andre gassfasen har et vannduggpunkt som er lavere enn det til den første gassfasen og/eller den initiale multifase-hydrokarbonfluidstrømmen.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den første gassfasen kjøles ned til en temperatur over 20 °C, eller i området 20-30 °C, eller ca. 25 °C.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, hvori den avkjølte første gassfasen er fri for hydratinhibitor og/eller absorbent.

4. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori en hydratinhibitor tilsettes i den andre gassfasen før videre transport over en avstand under vann.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4, hvori den andre gassfasen komprimeres før tilsetting av hydratinhibitor og transporteres over en avstand under vann.

6. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori fremgangsmåten omfatter de ytterligere trinnene med å: iv) tilsette hydratinhibitor i den andre gassfasen; v) avkjøle den andre gassfasen på en kontrollert måte for å drive ut vann eller kondensvann og eventuelt andre kondensater til en tredje væskefase; og vi) separere ut den tredje væskefasen og en tredje gassfase; hvori den tredje gassfasen har et lavere vannduggpunkt enn den andre gassfasen.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori den andre gassfasen kjøles ned til en temperatur under 0 °C, eller i området ca. 0-25 °C, eller i området ca. 0-4 °C, eller til ca. det omkringliggende sjøvannets temperatur.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 6 eller 7, hvori en hydratinhibitor tilsettes i den tredje gassfasen før videre transport over en avstand under vann.

9. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 6-8, hvori den tredje gassfasen komprimeres før eventuell tilsetting av hydratinhibitor og transport over en avstand under vann.

10. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 6-10, hvori den avkjølte andre gassfasen strupes etter avkjøling i trinn v) og før separering i trinn vi).

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, hvori den andre gassfasen kjøles ned til en temperatur på ca. sjøtemperatur, eller under sjøtemperatur.

12. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori vannet i tillegg separeres fra den fremstilte multifase-hydrokarbonfluidstrømmen i trinn i).

13. Fremgangsmåte ifølge krav 12, hvori det separerte flytende vannet reinjiseres i underjordiske formasjoner.

14. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori utdrevet vann eller kondensert vann og andre kondensater fra separasjonen i trinn iii) og eventuelt trinn vi) blandes med den første væskefasen fra separasjonen i trinn i).

15. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori den andre væskefasen fra trinn iii) og eventuelt den tredje væskefasen fra trinn vi) resirkuleres til separasjonen i trinn i).

16. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori den første væskefasen, eventuelt blandet med den andre væskefasen og eventuelt den tredje væskefasen transporteres til ytterligere behandlingsanlegg, alternativt med hjelp av trykkøkning.

17. Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori hydratinhibitoren er valgt fra én eller flere av: • termodynamiske inhibitorer, etanol, metanol, glykoler, monoetylenglykol (MEG), dietylenglykol (DEG), trietylenglykol (TEG), aminer, monoetanolamin (MEA) eller metyldietanolamin (MDEA); eller • kinetiske inhibitorer, anti-bindemidler, lavdose-hydratinhibitorer (LDHI), polymerer, kopolymerer eller surfaktanter.

18. System for vannduggpunktsenking under vann i en fremstilt multifasestrøm, hvori systemet omfatter: i) en første separator som har et multifasestrøminnløp, et utløp for første gassfase og et utløp for første væskefase; ii) en første gasskjøler med temperaturkontroll for vannutdriving som har et innløp og et utløp; og iii) en andre separator som har et innløp, et kondensatutløp og et gassutløp; hvori gassfaseutløpet til den første separatoren er i fluidkommunikasjon med gasskjølerinnløpet, og der gasskjølerutløpet er i fluidkommunikasjon med den andre separatorens innløp, og hvori gass som går ut av den andre separatorens gassutløp, har et vannduggpunkt som er lavere enn det til multifasestrømmen som går inn i den første separatoren.

19. System ifølge krav 18, hvori gassutløpet til den andre separatoren er forbundet med en gasstransportledning for videre transport under vann.

20. System ifølge krav 19, hvori gasstransportledningen omfatter et tilsettingspunkt for hydratinhibitor.

21. System ifølge krav 19 eller 20, hvori gasstransportledningen omfatter en kompressor eller pumpe, og i tilfelle nærværet av et hydratinhibitortilsettingspunkt er kompressoren eller pumpen plassert oppstrøms av tilsettingspunktet.

22. System ifølge hvilke som helst av kravene 18-21, hvori systemet ytterligere omfatter: iv) et tilsettingspunkt for hydratinhibitor; v) en andre gasskjøler med temperaturkontroll for vannutdriving som har et innløp og et utløp; og vi) en tredje separator som har et innløp, et kondensatutløp og et gassutløp; hvori den andre separatorens utløp er i fluidkommunikasjon med innløpet til den andre gasskjøleren, der fluidkommunikasjonen omfatter tilsettingspunktet for hydratinhibitor, og hvori den andre gasskjølerens utløp er i fluidkommunikasjon med den tredje separatorens innløp, og hvori gass som går ut av den tredje separatorens gassutløp, har et vannduggpunkt som er lavere enn det til fluidet som går inn i den andre separatoren.

23. System ifølge krav 22, hvori gassutløpet til den tredje separatoren er forbundet med en gasstransportledning for videre transport under vann.

24. System ifølge krav 23, hvori gasstransportledningen omfatter et ytterligere tilsettingspunkt for hydratinhibitor.

25. System ifølge krav 23 eller 24, hvori gasstransportledningen omfatter en kompressor eller pumpe, og i tilfelle nærværet av et hydratinhibitortilsettingspunkt er kompressoren eller pumpen plassert oppstrøms av tilsettingspunktet.

26. System ifølge hvilke som helst av kravene 23-25, hvori en ledning forbinder den andre separatorens utløp med innløpet til den andre gasskjøleren, og hvori ledningen o mf atte r hyd rati n h i b itorti Isetti ngspu n ktet.

27. System ifølge hvilke som helst av kravene 23-26, hvori en ledning forbinder den andre gasskjølerens utløp med innløpet til den tredje separatoren, hvori ledningen omfatter en reguleringsstruper.

28. System ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori en kompakt separasjonsteknologi anvendes for én eller flere av separatorene, slik som inline-separasjonsteknologi eller en skrubber.

29. System ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori den første separatoren er en trefaseseparator omfattende et fluidinnløp, et gassfaseutløp, et utløp for flytende kondensat og et utløp for flytende vann.

30. System ifølge krav 28, hvori trefaseseparatorens utløp for flytende vann er forbundet med et brønnhode for reinjeksjon i underjordiske formasjoner.

31. System ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori kondensatutløpene til separatorene er forbundet med en ledning for transport til et ytterligere behandlingsanlegg, eventuelt forbundet med en pumpe eller kompressor for å øke trykket for transporten.

32. System ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori ett av eller begge kondensatutløpene til den andre og tredje separatoren er forbundet med en ledning for å resirkulere kondensatene til den første separatoren.