NO311187B1 - Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention - Google Patents
Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention Download PDFInfo
- Publication number
- NO311187B1 NO311187B1 NO19995756A NO995756A NO311187B1 NO 311187 B1 NO311187 B1 NO 311187B1 NO 19995756 A NO19995756 A NO 19995756A NO 995756 A NO995756 A NO 995756A NO 311187 B1 NO311187 B1 NO 311187B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- methanol
- production
- hydrocarbon gas
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 225
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 72
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 72
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 70
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 45
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 63
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 33
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 22
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000006057 reforming reaction Methods 0.000 claims description 9
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 claims description 8
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 5
- 238000002407 reforming Methods 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 88
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 34
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 28
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 15
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 6
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006227 byproduct Substances 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 2
- -1 hydrocarbon hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000012855 volatile organic compound Substances 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N Dinitrosopentamethylenetetramine Chemical compound C1N2CN(N=O)CN1CN(N=O)C2 MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N Dioxygen Chemical compound O=O MYMOFIZGZYHOMD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 1
- 229910001882 dioxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 239000012265 solid product Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for forhindring av gasshydratdannelse ved reinjisering av en hydrokarbongass fra oljeproduksjonen i en produksjonsbrønn, hvilken hydrokarbongass er tilført metanol. Oppfinnelsen vedrører anvendelse av en sidestrøm fra en hydrokarbongass skilt fra olje ved produksjon av olje i en produksjonsbrønn for syntese av metanol som skal settes til den gjenværende hydrokarbongass-strøm for å forhindre dannelsen av hydrokarbongasshydrater når nevnte hydrokarbongass-strøm skal transporteres videre. The present invention relates to a method for preventing gas hydrate formation by reinjecting a hydrocarbon gas from oil production into a production well, which hydrocarbon gas has been fed with methanol. The invention relates to the use of a side stream from a hydrocarbon gas separated from oil during the production of oil in a production well for the synthesis of methanol to be added to the remaining hydrocarbon gas stream to prevent the formation of hydrocarbon gas hydrates when said hydrocarbon gas stream is to be transported further.
Når hydrokarbongass utsettes for høye trykk og lave temperaturer i nærvær av vann i væske- eller gassform, kan hydrokarbonhydrater i form av faste produkter dannes. Hvis slike hydrater dannes i tilstrekkelig høye mengder, kan de tilstoppe rørledninger hvori gassen strømmer og derved forhindre den tilsiktede gass-strømning. When hydrocarbon gas is exposed to high pressures and low temperatures in the presence of liquid or gaseous water, hydrocarbon hydrates in the form of solid products can be formed. If such hydrates are formed in sufficiently high quantities, they can clog pipelines in which the gas flows and thereby prevent the intended gas flow.
Ved produksjon av råolje, produserer de fleste reservoarfluider også med-følgende gass. For å møte råoljespesifikasjonen med hensyn til flashpunkt, må gassen drives av fra råoljen gjennom en rekke separasjonstrinn. When producing crude oil, most reservoir fluids also produce accompanying gas. To meet the crude oil specification with regard to flash point, the gas must be driven off from the crude oil through a series of separation steps.
Det er mulig å anvende gassen fra disse separasjonstrinn som en brenselsgass. Imidlertid produseres derved i de fleste tilfeller et overskudd av gass sammenlignet med den nødvendige brenselsgass. It is possible to use the gas from these separation steps as a fuel gas. However, in most cases this produces an excess of gas compared to the required fuel gas.
For utvikling av nye felter i fjerntliggende områder er gassrørlednings-infrastruktur normalt ikke tilstede nær produksjonsområdet hvortil gassen kunne eksporteres. Heller ikke ville feltøkonomien tillate installering av en ny rørledning med nevneverdig lengde. Følgelig må gassen brennes eller reinjiseres i reservoaret med et injeksjonstrykk som normalt ligger fra 250-300 bar for å øke produksjonen av ytterligere olje. I de fleste utviklede landområder vil ikke brenning av større gassmengder tillates på grunn av ressurs- og miljøhensyn. For the development of new fields in remote areas, gas pipeline infrastructure is not normally present close to the production area to which the gas could be exported. Nor would the field economics allow the installation of a new pipeline of significant length. Consequently, the gas must be burned or re-injected into the reservoir with an injection pressure that normally ranges from 250-300 bar to increase the production of additional oil. In most developed land areas, the burning of large quantities of gas will not be permitted due to resource and environmental considerations.
Før injeksjonen av slik gass må gassen komprimeres. Vannduggpunktet kontrolleres ved bruk av glykol-dehydratiseringstårn. Dehydratiseringen utføres for å fjerne fritt vann for å unngå muligheten for hydratdannelse når gassen avkjøles. Before the injection of such gas, the gas must be compressed. The water dew point is controlled using a glycol dehydration tower. The dehydration is carried out to remove free water to avoid the possibility of hydrate formation when the gas cools.
Dehydratiseringssystemene omfatter minst én strippekolonne hvor gassen i motstrøm kontaktes med glykolen som tar opp vannet fra gassen i glykolfasen. Vannet, som er rikt på glykol, føres så til en glykol-koker, hvori vannet strippes av og glykolen som er strippet for vann resirkuleres til den ovenfor nevnte minst ene strippekolonne. Systemet for behandling av glykolen omfatter flere varmevekslere, avgassningskjeler, pumper etc. The dehydration systems include at least one stripping column where the gas is contacted in countercurrent with the glycol, which takes up the water from the gas in the glycol phase. The water, which is rich in glycol, is then led to a glycol boiler, in which the water is stripped off and the glycol that has been stripped of water is recycled to the above-mentioned at least one stripping column. The system for treating the glycol comprises several heat exchangers, degassing boilers, pumps etc.
Således må glykolsystemet betraktes som et tungt system som sterkt bidra til kostnadene ved gassbehandling og kompresjon. Thus, the glycol system must be considered a heavy system that greatly contributes to the costs of gas treatment and compression.
Således anslås, basert på en strøm på 4 MMSCMD gass, gassbehandiingen (dehydratisering) til: Thus, based on a flow of 4 MMSCMD gas, the gas treatment (dehydration) is estimated to:
80-90 MNOK 80-90 MNOK
85-90 tonn. 85-90 tonnes.
Dehydratiseringsanlegget har også eh OPEX kostnad på grunn av sin kompleksitet og kontinuerlig behov for oppfyllingsglykoler. The dehydration plant also has eh OPEX cost due to its complexity and continuous need for top-up glycols.
Et alternativ til dehydratiseringen av gass for å forhindre hydratdannelse er anvendelse av kjemikalier. An alternative to the dehydration of gas to prevent hydrate formation is the use of chemicals.
De vanlige kjemikalier som brukes for dette formål er metanol, monoetylen glykol, dietylenglykol og trietyleDglykol. Tilsetningen av kjemikalier, spesielt metanol og etylenglykol, er beskrevet i E.D. Sloan Jr., Clathrate Hydrates of Natural Gases, Marcel Dekker, Inc., New York, 1998, s. 164-170. Disse anti-frysemidler ekspanderer trykk-temperatur-området for trygg drift. Imidlertid kreves store mengder derav, og 50% av slike additiver i vann-væskefraksjonen er ikke uvanlig ved produksjoner som er rike på vann. Anvendelse av metanol i Nordsjøen kan således komme opp i 3 kg pr. 1000 Sm<3> ekstrahert gass. Dette stiller store krav til logistikken av transport og lagring. The common chemicals used for this purpose are methanol, monoethylene glycol, diethylene glycol and triethyl D glycol. The addition of chemicals, particularly methanol and ethylene glycol, is described in E.D. Sloan Jr., Clathrate Hydrates of Natural Gases, Marcel Dekker, Inc., New York, 1998, pp. 164-170. These antifreezes expand the pressure-temperature range for safe operation. However, large amounts of it are required, and 50% of such additives in the water-liquid fraction is not unusual for productions that are rich in water. Use of methanol in the North Sea can thus reach 3 kg per 1000 Sm<3> extracted gas. This places great demands on the logistics of transport and storage.
Det er således et sterkt behov for å tilveiebringe en mer økonomisk måte å forhindre dannelse av gasshydrater når gassen fra oljeproduksjon reinjiseres i oljeformasjoner. There is thus a strong need to provide a more economical way to prevent the formation of gas hydrates when the gas from oil production is re-injected into oil formations.
Målet for foreliggende oppfinnelse er således å tilveiebringe en mer økonomisk og effektiv måte å forhindre dannelsen av gasshydrater under transport av gass og/eller reinjeksjon av gass. The aim of the present invention is thus to provide a more economical and efficient way to prevent the formation of gas hydrates during transport of gas and/or reinjection of gas.
Problemet løses ved å bruke en del av gassen som er skilt fra den produserte olje i en oljeproduksjonsbrønn for produksjon av en ikke renset metanol som kombineres med resten av gass-strømmen, hvilken kombinerte strøm underkastes gasskompresjon og eksporteres eller reinjiseres i et passende reservoar. The problem is solved by using part of the gas separated from the produced oil in an oil production well for the production of an unrefined methanol which is combined with the rest of the gas stream, which combined stream is subjected to gas compression and exported or reinjected into a suitable reservoir.
Således tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for forhindring av gasshydratdannelse ved reinjisering av en hydrokarbongass fra oljeproduksjonen i en produksjonsbrønn, hvilken hydrokarbongass er tilført metanol, hvori en del av hydrokarbongass-strømmen fra oljeproduksjonen reageres under dannelse av rå metanol, som deretter tilføres den gjenværende hydrokarbongass, hvilken hydrokarbongass inneholdende metanol reinjiseres i den samme produksjonsbrønn eller injiseres i en annen produksjonsbrønn. Thus, the present invention provides a method for preventing gas hydrate formation by re-injecting a hydrocarbon gas from oil production into a production well, which hydrocarbon gas has been supplied with methanol, in which part of the hydrocarbon gas flow from the oil production is reacted to form crude methanol, which is then supplied to the remaining hydrocarbon gas , which hydrocarbon gas containing methanol is reinjected into the same production well or injected into another production well.
I henhold til en utførelsesform av oppfinnelsen, deles nevnte del av hydro-karbongass-strømmen fra oljeproduksjonen av fra hovedstrømmen av hydrokarbongassen og føres til et metanolsyntese-anlegg som er atskilt fra hoved-strømmen, hvortil nødvendig damp og energi føres, idet nevnte anlegg har en nedstrøms forbindelse tilbake til hovedstrømmen. According to an embodiment of the invention, said part of the hydrocarbon gas flow from oil production is separated from the main flow of the hydrocarbon gas and is led to a methanol synthesis plant which is separated from the main flow, to which the necessary steam and energy are led, as said plant has a downstream connection back to the main stream.
I henhold til en annen utførelsesform av oppfinnelsen, føres nevnte del av hydrokarbongass-strømmen til et metanolsynteseanlegg som befinner seg integrert i hovedhydrokarbonstrømmen, hvortil nødvendig damp og energi føres, idet produktet av denne syntesen tømmes i hovedstrømmen som går forbi metanolsyntese-anlegget. . En mulighet ved denne utførelsesform ligger i at metanolsynteseanlegget befinner seg undersjøisk. According to another embodiment of the invention, said part of the hydrocarbon gas stream is fed to a methanol synthesis plant which is integrated into the main hydrocarbon stream, to which the necessary steam and energy are fed, the product of this synthesis being emptied into the main stream which passes the methanol synthesis plant. . One possibility of this embodiment lies in the fact that the methanol synthesis plant is located under the sea.
En annen mulighet for denne ligger i at metanolsynteseanlegget befinner seg om bord på en produksjonsplatform eller om bord på et fartøy. Another possibility for this lies in the methanol synthesis plant being located on board a production platform or on board a vessel.
Et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for forhindring av hydratdannelse ved reinjisering av hydro-karbongass fra en oljeproduksjon i en produksjonsbrønn, hvilken hydrokarbongass er tilført metanol, hvori olje og hydrokarbongass fra en oljeproduksjon omsettes i et undersjøisk metanolsyntese-anlegg for å produsere rå metanol, hvilken deretter settes til hydrokarbongass, hvilken hydrokarbongass inneholdende metanol reinjiseres i den samme produksjonsbrønn eller injiseres i en annen produksjonsbrønn. MeOH vil være hydrofil og følgelig egnet for å løses i vann. Another aspect of the present invention relates to a method for preventing hydrate formation by re-injecting hydrocarbon gas from an oil production into a production well, which hydrocarbon gas has been fed with methanol, in which oil and hydrocarbon gas from an oil production are reacted in an underwater methanol synthesis plant to produce raw methanol, which is then converted to hydrocarbon gas, which hydrocarbon gas containing methanol is re-injected into the same production well or injected into another production well. MeOH will be hydrophilic and therefore suitable for dissolving in water.
I de ovenfor nevnte fremgangsmåter overføres fortrinnsvis nevnte del av hydrokarbongass-strømmen i metanol ved en rekkefølge av en reformeringsreaksjon og en Fischer Tropsch reaksjon. In the above-mentioned methods, said part of the hydrocarbon gas stream is preferably transferred in methanol by a sequence of a reforming reaction and a Fischer Tropsch reaction.
Spesielt utføres reformeringsréaksjonen i nærvær av en reformeringskatalysator ved et lavt trykk på ca. 5 til 50 bar, og en utløpstemperatur på ca. 400 til ca. 650 °C i fravær 02. In particular, the reforming reaction is carried out in the presence of a reforming catalyst at a low pressure of approx. 5 to 50 bar, and an outlet temperature of approx. 400 to approx. 650 °C in absence 02.
Særlig foretrukket holdes trykket på ca. 20 bar og temperaturen på ca. 650°C. Particularly preferably, the pressure is kept at approx. 20 bar and the temperature of approx. 650°C.
En kommersielt tilgjengelig reformeringskatalysator kan anvendes. A commercially available reforming catalyst can be used.
Metanolsyntesen kan utføres ved å føre en syntesegass omfattende hovedsakelig hydrogen og karbonmonoksyd til en metanolsyntesereaktor kjørt for eksempel ved en temperatur på mellom 170°C og 240°C og ved et trykk på mellom 5 og 20 Mpa i nærvær av en katalysator basert på Zn- og Cu-oksyder, slik som katalysatoren solgt av Haldor Topsøe A/S, Danmark, under handelsnavnet "MK-101". En slik syntese er beskrevet i US patent nr. 5.262.443 til Haldor Topsøe A/S, som herved inntas som henvisning. Imidlertid kan også enhver annen kommersiell metanolsyntese anvendes. The methanol synthesis can be carried out by feeding a synthesis gas comprising mainly hydrogen and carbon monoxide to a methanol synthesis reactor operated for example at a temperature of between 170°C and 240°C and at a pressure of between 5 and 20 Mpa in the presence of a catalyst based on Zn- and Cu oxides, such as the catalyst sold by Haldor Topsøe A/S, Denmark, under the trade name "MK-101". Such a synthesis is described in US patent no. 5,262,443 to Haldor Topsøe A/S, which is hereby incorporated by reference. However, any other commercial methanol synthesis can also be used.
Videre vedrører oppfinnelsen et system for produksjon av olje og gass fra en undersjøisk produksjonsbrønn og kombinert med gjeninnføring av i det minste en del av gassen i en oljeproduksjonsbrønn uten tilstopning av rørledningene gjennom dannelse av gasshydrater, omfattende produksjonsledinger, en "black box" omfattende én eller flere reformeringsreaktorer med en damp- eller vanntilførsel, og en energitilførsel, og én eller flere metanolproduksjonsreaktorer, eventuelt en rørledning, derifra tilbake til rørledningen nedstrøms, videre nedstrøms gasskompresjonsanordninger og rørledninger for reinjeksjon av gasse i produksjonsbrønner. Furthermore, the invention relates to a system for the production of oil and gas from a subsea production well and combined with reintroducing at least part of the gas into an oil production well without clogging the pipelines through the formation of gas hydrates, comprising production lines, a "black box" comprising one or several reforming reactors with a steam or water supply, and an energy supply, and one or more methanol production reactors, possibly a pipeline, from there back to the pipeline downstream, further downstream gas compression devices and pipelines for re-injection of gas into production wells.
Fortrinnsvis inneholder systemet en olje- og gass-separasjonsanordning mellom produksjonsbrønnen og "black box". Preferably, the system contains an oil and gas separation device between the production well and the "black box".
Særlig befinner "black box" seg utenfor produksjonsrørledningen med en hydrokarbongass-delstrømtilførsel. In particular, the "black box" is located outside the production pipeline with a hydrocarbon gas partial flow supply.
Eventuelt befinner "black box" seg inne i produksjonsrørledningen. Possibly the "black box" is inside the production pipeline.
Alle velkjente synteser av metanol kan anvendes i denne forbindelse. Egnede prosesser vil anvendes som er lette å tilpasse miljøet på en produksjonsplattform, og anlegget for å utføre en slik produksjon er lett å bygge på en produksjonsplattform. All well-known syntheses of methanol can be used in this connection. Suitable processes will be used which are easy to adapt to the environment on a production platform, and the facility to carry out such production is easy to build on a production platform.
Fortrinnsvis omdannes nevnte del av hydrokarbongass-strømmen til metanol med en såkalt "black box" som omfatter reformerings-reaksjon og Fische Tropsch reaksjon i rekkefølge. Preferably, said part of the hydrocarbon gas stream is converted to methanol with a so-called "black box" which comprises the reforming reaction and the Fische Tropsch reaction in sequence.
Fortrinnsvis utføres reformeringsreaksjonen ved et lavt trykk på ca. 20 bar og en utløpstemperatur på ca. 650°C i fravær av 02. Preferably, the reforming reaction is carried out at a low pressure of approx. 20 bar and an outlet temperature of approx. 650°C in the absence of 02.
Et slikt anlegg som kreves for utførelse av disse prosesser ville befinne seg på en produksjonsplattform. Således ville ingen transport eller lagringslogistikkbehov foreligge. Such a facility required for carrying out these processes would be located on a production platform. Thus, there would be no need for transport or storage logistics.
For eksempel beskrives i US patent 4.134.732 produksjon av metanol på en flytende plattform eller på en lekter. For example, US patent 4,134,732 describes the production of methanol on a floating platform or on a barge.
Normalt vil tilstrekkelig høytrykkshydrokarbongass og noe ferskvann være tilgjengelig for utførelse av reformeringsreaksjonen. Reaksjonen utføres normalt i nærvær av en reformeringskatalysator. Normally, sufficient high-pressure hydrocarbon gas and some fresh water will be available to carry out the reforming reaction. The reaction is normally carried out in the presence of a reforming catalyst.
Den etterfølgende Fischer Tropsch reaksjon kan utføres under de vanlige Fischer Tropsch reaksjonsbetingelser og katalysatorer. The subsequent Fischer Tropsch reaction can be carried out under the usual Fischer Tropsch reaction conditions and catalysts.
I denne prosessen har kvaliteten og graden av metanolomdannelsen en begrenset innflytelse på totalprosessen. Dannelsen av mulige biprodukter er ikke kritisk, ettersom slike produkter vil injiseres i reservoaret. At behov for rensing ikke foreligger i forbindelse med denne metoden for forhindring av hydratdannelse er et betydelig bidrag til totalprosessens økonomi. In this process, the quality and degree of methanol conversion has a limited influence on the overall process. The formation of possible by-products is not critical, as such products will be injected into the reservoir. The fact that there is no need for purification in connection with this method of preventing hydrate formation is a significant contribution to the economics of the overall process.
En ytterligere fordel ved metoden ifølge foreliggende oppfinnelse er unngåelsen eller i det minste reduksjon av utslipp av glykol, flyktige organiske forbindelser og ETEX fra en glykolkoker. På vanlige offshore-anlegg er et av de største bidrag til hydrokarbonutslipp utenfor kraftproduksjon normalt glykolkoker-systemet. Den foreliggende metode ifølge oppfinnelsen gir således et betydelig bidrag til reduksjon av miljøforurensning. A further advantage of the method according to the present invention is the avoidance or at least reduction of emissions of glycol, volatile organic compounds and ETEX from a glycol boiler. On normal offshore facilities, one of the biggest contributors to hydrocarbon emissions outside of power production is normally the glycol boiler system. The present method according to the invention thus makes a significant contribution to reducing environmental pollution.
De vedlagte figurer viser anleggene som brukes for å utføre metoden ifølge oppfinnelsen integrert i en oljeproduksjon og gassinjeksjonsstrøm. Figur 1 viser omdannelsen av en sidegass-strøm fra en hydrokarbon-hovedstrøm som omdannes til metanol i en isolert "black box", idet den urene, oppnådde metanol deretter gjeninnføres i hydrokarbonhovedstrømmen nedstrøms, hvorpå den metanolholdige hydrokarbonhovedstrøm injiseres i et oljereservoar. Figur 2 viser omdannelsen av en del av en hydrokarbonhovedgass-strøm som omdannes til metanol i en isolert "black box" i en hydrokarbonhovedstrøms-rørledning oppe over havflaten, idet uren metanol som oppnås deretter gjeninnføres i hydrokarbonhovedstrømmen nedstrøms, hvorpå nevnte metanolholdige hydrokarbonstrøm injiseres i et oljesereservoar. Figur 3 viser overføringen av en del av en hydrokarbonhovedstrøm omfattende olje og gass som omdannes til metanol i en isolert "black box" i en hydrokarbonhovedstrøms-rørledning undersjøisk, idet den urene oppnådde metanol deretter gjeninnføres i hydrokarbonhovedstrømmen nedstrøms, hvorpå nevnte metanolholdige hydrokarbonhovedstrøm injiseres i et oljereservoar (ikke vist på denne figuren). Figur 4 viser omdannelsen av en del av en hydrokarbonhovedgass-strøm som omdannes til metanol i en isolert "black box" i en hydrokarbonhovedstrøm-rørledning undersjøisk, idet den urene oppnådde metanol deretter gjeninnføres i hydrokarbonhovedstrømmen nedstrøms, hvorpå nevnte metanolholdige hydro-karbonhovedstrøm injiseres i et oljeserervoar (ikke vist på denne figuren). The attached figures show the facilities used to carry out the method according to the invention integrated in an oil production and gas injection stream. Figure 1 shows the conversion of a side gas stream from a hydrocarbon main stream which is converted to methanol in an isolated "black box", the impure, obtained methanol is then reintroduced into the hydrocarbon main stream downstream, after which the methanol-containing hydrocarbon main stream is injected into an oil reservoir. Figure 2 shows the conversion of a part of a hydrocarbon main gas stream which is converted to methanol in an isolated "black box" in a hydrocarbon main stream pipeline above the sea surface, the impure methanol that is then obtained being reintroduced into the hydrocarbon main stream downstream, after which said methanol-containing hydrocarbon stream is injected into a oil reservoir. Figure 3 shows the transfer of part of a hydrocarbon main stream comprising oil and gas which is converted to methanol in an isolated "black box" in a hydrocarbon main stream pipeline undersea, the impure methanol obtained is then reintroduced into the hydrocarbon main stream downstream, after which said methanol-containing hydrocarbon main stream is injected into a oil reservoir (not shown in this figure). Figure 4 shows the conversion of part of a hydrocarbon main gas stream which is converted to methanol in an isolated "black box" in a hydrocarbon main stream pipeline undersea, the impure methanol obtained is then reintroduced into the hydrocarbon main stream downstream, after which said methanol-containing hydrocarbon main stream is injected into a oil reservoir (not shown in this figure).
Hensikten med denne oppfinnelse er å tilveiebringe en mer økonomisk og effektiv måte for å forhindre dannelsen av gasshydrater for evakuering/transport av hydrokarbongass. The purpose of this invention is to provide a more economical and efficient way to prevent the formation of gas hydrates for the evacuation/transport of hydrocarbon gas.
Problemet løses ved å anvende en del av den strømmende hydrokarbon-(HC) gass for produksjon av ikke renset metanol, som kombineres med resten av gass-strømmen og derved forhindrer hydratdannelse. The problem is solved by using part of the flowing hydrocarbon (HC) gas for the production of unpurified methanol, which is combined with the rest of the gas stream and thereby prevents hydrate formation.
Således tilveiebringer den foreliggende oppfinnelse en metode for å forhindre hydratdannelse hvori en del av hydrokarbongass-strømmen fra oljeproduksjonen omsettes under dannelse av rå metanol. Metanolen settes deretter til den gjenværende hydrokarbongass-strømmen som vil transporteres eller injiseres i ett eller flere egnede reservoarer. Thus, the present invention provides a method for preventing hydrate formation in which part of the hydrocarbon gas flow from oil production is converted to form crude methanol. The methanol is then added to the remaining hydrocarbon gas stream which will be transported or injected into one or more suitable reservoirs.
Enhver velkjent tilgjengelig syntese av metanol kan anvendes i denne forbindelse. Egnede prosesser vil anvendes som er lette å tilpasse til miljøet i et hydrokarbonbehandlings-sentrum, og anlegget for utførelse av en slik produksjon er basert på velutprøvet teknologi. Any well-known available synthesis of methanol can be used in this connection. Suitable processes will be used which are easy to adapt to the environment of a hydrocarbon processing centre, and the facility for carrying out such production is based on well-tested technology.
Fortrinnsvis overføres nevnte del av hydrokarbongass-strømmen til metanol med en MeOH-konverter omfattende en rekkefølge av reformeringsreaksjon og Fischer Tropsch reaksjon. Preferably, said part of the hydrocarbon gas stream is transferred to methanol with a MeOH converter comprising a sequence of reforming reaction and Fischer Tropsch reaction.
Avhengig av størrelse og kompleksitet kunne plasseringen av MeOH-konverteren være: - for seg selv med det nødvendige grensesnitt for fødestrømmer og MeOH injeksjon - ref. Fig. 1. Depending on size and complexity, the location of the MeOH converter could be: - by itself with the necessary interface for feed streams and MeOH injection - ref. Fig. 1.
- inline rørledning på toppsiden - ref. Fig. 2. - inline pipeline on the top side - ref. Fig. 2.
Avhengig av behovet for enkeltgassfasedrift kunne undersjøisk installasjon av en MeOH-konverter for å sikre strømningssikring være mulig, Hvis enkeltgassfase-drift vil være nødvendig for MeOH-konverter-driften, er en kombinasjon av undersjøisk separasjon og MeOH-omdannelse mulig. Depending on the need for single gas phase operation, subsea installation of a MeOH converter to ensure flow protection could be possible. If single gas phase operation will be required for MeOH converter operation, a combination of subsea separation and MeOH conversion is possible.
- Installert in-line i rørledningen eller "flowline" - ref. Fig. 3. - Installed in-line in the pipeline or "flowline" - ref. Fig. 3.
- Installert i sekvens med undersjøisk separasjon - ref. Fig. 4. - Installed in sequence with subsea separation - ref. Fig. 4.
Alle velkljente reformeringseraksjonsbetingelser kan anvendes. Foretrukne reaksjonsbetingelser er imidlertid SOLCO TEPS omdannelsen av naturgass til metanolsystem. Dette innebærer et lavtrykk-system på ca. 20 bar, en lav utløps-temperatur på ca. 650°C, mens andre reformere/reaktorer typisk anvender temperaturer på 1000 til 1200°Cr Videre er bare en begrenset mengde damp-inntak nødvendig i tillegg til hydrokarbongassføden til prosessen. Ingen oksygen-gass eller karbondioksyd er nødvendig. Faktisk gir denne SOLCO prosessen en kvalitet som er bedre enn den urene metanoldrift krever. All well-known reforming reaction conditions can be used. However, preferred reaction conditions are the SOLCO TEPS conversion of natural gas to methanol system. This involves a low-pressure system of approx. 20 bar, a low outlet temperature of approx. 650°C, while other reformers/reactors typically use temperatures of 1000 to 1200°Cr Furthermore, only a limited amount of steam intake is required in addition to the hydrocarbon gas feed to the process. No oxygen gas or carbon dioxide is required. In fact, this SOLCO process provides a quality that is better than that required by crude methanol operation.
Således vil ingen transport- eller lagringslogistikkbehov være involvert. Da kvaliteten og graden av metanoloverføring i dette forslaget har en begrenset påvirkning på totalprosessen, kunne slutt-trykk og -temperatur forandres for å tilpasse de foreliggende betingelser. Dannelsen av mulige biprodukter er ikke kritisk, da slike produkter vil eksporteres eller injiseres i et reservoar. Å slippe rensebehov i forbindelse med denne metoden for forhindring av hydratdannelse er et betydelig bidrag til totalprosessens økonomi. SOLCO TEPS metanoliserings-prosessen kunne også optimaliseres ved å velge et høyere trykk på fødegassen. Thus, no transport or storage logistics needs will be involved. As the quality and degree of methanol transfer in this proposal has a limited influence on the overall process, the final pressure and temperature could be changed to adapt the existing conditions. The formation of possible by-products is not critical, as such products will be exported or injected into a reservoir. Eliminating the need for cleaning in connection with this method of preventing hydrate formation is a significant contribution to the economy of the overall process. The SOLCO TEPS methanolization process could also be optimized by choosing a higher feed gas pressure.
Den optimale løsning er omdannelsen av det fri vann i gassen til metanol, som således sørger for en selvinhibering av metanoldannelsen, som derved bare krever reaktorer, katalysatorer og trykk. The optimal solution is the conversion of the free water in the gas to methanol, which thus ensures a self-inhibition of methanol formation, which thereby only requires reactors, catalysts and pressure.
En videre fordel ved metoden ifølge foreliggende oppfinnelse er eliminering av utslipp av glykol, flyktige organiske forbindelser og BTEX fra en glykolkoker. I vanlige offshore-anlegg er et av de største bidrag til hydrokarbonemisjonen utenom kraftdannelse normalt glykolkokesystemet. Den foreliggende fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen tilveiebringer således et signifikant bidrag til reduksjon av miljøforurensningen. A further advantage of the method according to the present invention is the elimination of emissions of glycol, volatile organic compounds and BTEX from a glycol boiler. In normal offshore plants, one of the biggest contributors to hydrocarbon emissions outside of power generation is normally the glycol boiling system. The present method according to the invention thus provides a significant contribution to the reduction of environmental pollution.
Den vedlagte figur 1 viser et typisk anlegg anvendt for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen integrert i en olje- og gassproduksjon med e gassinjeksjonsstrøm. The attached figure 1 shows a typical plant used for carrying out the method according to the invention integrated in an oil and gas production with a gas injection flow.
Således produseres en blanding av olje og gass fra et oljereservoar. Dette underkastes en olje- og gass-separasjon i et anlegg som vist på figuren. Gass-fraksjonen som fraskilles, overføres til et gasskompresjonstog. Utløpsgass-strømmen 1 fra kompressortoget spaltes i to strømmer, hvorav en sidestrøm 2 føres til en MeOH-konverter, omfattende én eller flere reformasjonsreaktorer og én eller flere Fischer Tropsch reaktorer. Sidestrømhydrokarbongassen blir sammen med damp ført til reformasjonsreaktorene. Den nødvendige energi tilføres også systemet. Thus, a mixture of oil and gas is produced from an oil reservoir. This is subjected to an oil and gas separation in a plant as shown in the figure. The gas fraction that is separated is transferred to a gas compression train. The outlet gas stream 1 from the compressor train is split into two streams, of which a side stream 2 is fed to a MeOH converter, comprising one or more reformation reactors and one or more Fischer Tropsch reactors. The side stream hydrocarbon gas is taken together with steam to the reformation reactors. The necessary energy is also supplied to the system.
Produktstrømmen 4 kombineres med den gjenværende hydro-karbongass strøm 1 og føres til en gasskompressor. Den trykksatte blanding omfattende den urene metanol injiseres så i en eksportløsning som forhindrer dannelse av hydrokarbonhydrater med tendens til å tilstoppe injeksjonsgass-rørledninger. The product stream 4 is combined with the remaining hydrocarbon gas stream 1 and fed to a gas compressor. The pressurized mixture comprising the impure methanol is then injected into an export solution which prevents the formation of hydrocarbon hydrates which tend to clog injection gas pipelines.
Basert på en strømningshastighet av 4 MMSCMD og en effektivitetsgrad p 50% omdannelse i reaktoren, kreves en sidestrøm 2 på 3500 SM<3> gass på en daglig basis for den nødvendige metanolomdannelse for å forhindre hydrokarbon hydratdannelse. I tillegg kreves 2 tonn damp. Energitilførselen 5 vil bare kreves tilstrekkelig mengde til å oppnå den nødvendige reaksjonstemperatur. Based on a flow rate of 4 MMSCMD and a reactor efficiency of 50% conversion, a side stream 2 of 3500 SM<3> gas is required on a daily basis for the necessary methanol conversion to prevent hydrocarbon hydrate formation. In addition, 2 tons of steam are required. The energy input 5 will only be required in sufficient quantity to achieve the required reaction temperature.
Konseptet for oppfinnelsen er definert i de medfølgende krav. The concept for the invention is defined in the accompanying claims.
Claims (13)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19995756A NO311187B1 (en) | 1999-11-24 | 1999-11-24 | Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention |
| PCT/NO2000/000395 WO2001038694A1 (en) | 1999-11-24 | 2000-11-23 | Method and system for preventing hydrate formation by reinjecting hydrocarbon gas including methanol |
| GB0212267A GB2374364A (en) | 1999-11-24 | 2000-11-23 | Method and system for preventing hydrate formation by reinjecting hydrocarbon gas including methanaol |
| AU15616/01A AU1561601A (en) | 1999-11-24 | 2000-11-23 | Method and system for preventing hydrate formation by reinjecting hydrocarbon gas including methanol |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO19995756A NO311187B1 (en) | 1999-11-24 | 1999-11-24 | Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO995756D0 NO995756D0 (en) | 1999-11-24 |
| NO995756L NO995756L (en) | 2001-05-25 |
| NO311187B1 true NO311187B1 (en) | 2001-10-22 |
Family
ID=19904018
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19995756A NO311187B1 (en) | 1999-11-24 | 1999-11-24 | Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU1561601A (en) |
| GB (1) | GB2374364A (en) |
| NO (1) | NO311187B1 (en) |
| WO (1) | WO2001038694A1 (en) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7216712B2 (en) | 2003-12-10 | 2007-05-15 | Praxair Technology, Inc. | Treatment of oil wells |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3348614A (en) * | 1965-06-23 | 1967-10-24 | Mobil Oil Corp | Hydrate prevention in gas production |
| US4036247A (en) * | 1976-03-15 | 1977-07-19 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Multi-pressure, single line supply system |
| NO900500D0 (en) * | 1990-02-02 | 1990-02-02 | Kvaerner Subsea Contracting | PROCEDURE FOR UNDERWATER ROUTE TRANSPORTATION OF HYDROCARBON FLOWERS AA HINTER HYDRATE CREATION, AND UNDERWATER PLANT FOR PROCESSING A BROWN CURRENT FOR AA HIDDEN HYDRATE CREATION. |
| US5262443A (en) * | 1990-03-19 | 1993-11-16 | Haldor Topsoe A/S | Method of preparing methanol |
| MY123253A (en) * | 1998-12-31 | 2006-05-31 | Shell Int Research | Method for removing condensables from a natural gas stream |
-
1999
- 1999-11-24 NO NO19995756A patent/NO311187B1/en unknown
-
2000
- 2000-11-23 WO PCT/NO2000/000395 patent/WO2001038694A1/en not_active Ceased
- 2000-11-23 GB GB0212267A patent/GB2374364A/en not_active Withdrawn
- 2000-11-23 AU AU15616/01A patent/AU1561601A/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO995756L (en) | 2001-05-25 |
| GB0212267D0 (en) | 2002-07-10 |
| AU1561601A (en) | 2001-06-04 |
| GB2374364A (en) | 2002-10-16 |
| NO995756D0 (en) | 1999-11-24 |
| WO2001038694A1 (en) | 2001-05-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Rafiee et al. | Renewable hybridization of oil and gas supply chains | |
| US8167960B2 (en) | Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil | |
| US20120138316A1 (en) | Enhanced oil recovery systems and methods | |
| AU2002300888B2 (en) | Scrubbing CO2 from a CO2-containing gas with an aqueous stream | |
| AU2015261049B2 (en) | Power plant with zero emissions | |
| MXPA05006313A (en) | A plant and a method for increased oil recovery. | |
| WO2003024904A1 (en) | Scrubbing co2 from methane-containing gases using an aqueous stream | |
| US20210214626A1 (en) | Method and System for Extracting Methane Gas, Converting it to Clathrates, and Transporting it for Use | |
| US10233738B2 (en) | System and method for processing natural gas produced from a subsea well | |
| WO2008043833A2 (en) | Process to prepare a gaseous mixture | |
| WO2017135981A1 (en) | Small scale modular gas to liquids plant for stranded remote gas | |
| NO179169B (en) | Process for the recovery of natural gas in the form of a normally liquid carbonaceous compound | |
| NO311187B1 (en) | Formation of methanol from hydrocarbon gas in which the methanol is injected back into the gas stream for gas hydrate prevention | |
| KR20230074658A (en) | Methods and systems for extracting methane gas, converting the gas to clathrate, and transporting the gas for use | |
| KR20160103427A (en) | Apparatus for preventing subsea hydrate and topside process hydrate using flare gas | |
| KR101670870B1 (en) | Methanol Production Method And System Using GTL Production Process | |
| WO2013056732A1 (en) | Improved process for the conversion of natural gas to hydrocarbons | |
| CN107099348A (en) | The method that synthetic natural gas is produced using underground coal gasification(UCG) product gas | |
| CN101268250B (en) | Method of producing a hydrocarbon stream from a subterranean zone | |
| KR101671477B1 (en) | Oil Producing System and Method of Offshore Floating Structure having GTL Producing Module | |
| CA2806044C (en) | Integrated xtl and in-situ oil sands extraction processes | |
| Nizami et al. | Techno-economic analysis of natural gas high CO2 content for dimethyl ether production with different CO2 separation using CFZ and membrane technologies | |
| JP2014118001A (en) | Floating type petroleum storage marine structure | |
| KR101577800B1 (en) | Carbon dioxide removing system from natural gas and method for the same on lng-fpso or flng | |
| KR20120078000A (en) | Synthetic fuel floating, production, storage and offloading |