EP0571257A1 - Process for the treatment and the transport of natural gas coming from a well - Google Patents
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- Y10S166/00—Wells
- Y10S166/902—Wells for inhibiting corrosion or coating
Abstract
Description
La présente invention concerne un procédé situé à l'intérieur et dans l'environnement d'un puits de gaz naturel ou de gaz à condensats pour la mise en oeuvre et la régénération d'additifs inhibiteurs d'hydrates et/ou de corrosion pour le transport et le traitement du gaz naturel sortant de ce puits vers un terminal de réception et de traitement.The present invention relates to a process located inside and in the environment of a natural gas or condensate gas well for the implementation and the regeneration of hydrate and / or corrosion inhibiting additives for the transportation and processing of natural gas leaving this well to a receiving and processing terminal.
Dans le cas de production de gaz naturel en zone difficile, c'est-à-dire en mer, ou à terre dans des zones éloignées ou peu accessibles, les compagnies productrices cherchent à expédier le gaz, qui peut être produit sur différents puits et collecté, vers un site central de traitement et de condititionnement après un minimum de transformations et/ou de traitement préalable, de manière à minimiser les coûts d'investissements et d'exploitation ; ceci revient à réduire les opérations sur le site de production à ce qui est strictement nécessaire pour que le transport du gaz par gazoduc jusqu'au site de traitement puisse être opéré sans incident : en effet, certains constituants du gaz naturel, à savoir l'eau et les gaz acides (CO2, H2S), nécessitent des précautions particulières.In the case of production of natural gas in difficult areas, that is to say at sea, or on land in remote or inaccessible areas, the producing companies seek to dispatch the gas, which can be produced on different wells and collected, to a central processing and packaging site after a minimum of transformations and / or prior processing, so as to minimize investment and operating costs; this amounts to reducing operations on the production site to what is strictly necessary so that the transport of gas by pipeline to the treatment site can be carried out without incident: indeed, certain constituents of natural gas, namely the water and acid gases (CO2, H2S), require special precautions.
L'eau étant présente dans le gisement, le gaz naturel est saturé en eau à la température de la production ; au cours du transport, le gaz subit en général une baisse de température qui provoque une condensation d'une partie de l'eau, mais qui peut également dans certaines conditions provoquer la formation de cristaux d'hydrates, qui sont des composés d'inclusion des molécules d'hydrocarbures dans des structures cristallines formées par les molécules d'eau et qui se forment à une température nettement supérieure à 0°C. Or la formation d'hydrates dans un gazoduc peut conduire à un bouchage et un arrêt de la production. Pour éviter cela, il est nécessaire, soit de déshydrater le gaz avant son transport, soit d'injecter dans le gaz un inhibiteur d'hydrates tel que le méthanol ou l'éthylèneglycol. Dans le premier cas, le gaz est en général traité dans une unité de lavage par le glycol pour ajuster le point de rosée eau à la valeur imposée pour le transport, ce dernier étant effectué en conditions monophasiques ; dans le deuxième cas, l'inhibiteur est introduit dans le gaz juste après la tête de puits et le transport s'effectue au moins partiellement en conditions diphasiques.The water being present in the deposit, the natural gas is saturated with water at the temperature of production; during transport, the gas generally undergoes a temperature drop which causes a condensation of part of the water, but which can also under certain conditions cause the formation of hydrate crystals, which are inclusion compounds hydrocarbon molecules in crystal structures formed by water molecules and which form at a temperature significantly above 0 ° C. However, the formation of hydrates in a gas pipeline can lead to plugging and stopping production. To avoid this, it is necessary either to dehydrate the gas before transporting it, or to inject a hydrate inhibitor such as methanol or ethylene glycol into the gas. In the first case, the gas is generally treated in a washing unit with glycol to adjust the water dew point to the value imposed for transport, the latter being carried out under single-phase conditions; in the second case, the inhibitor is introduced into the gas just after the wellhead and the transport is carried out at least partially under two-phase conditions.
La plupart des gaz naturels contiennent en proportion plus ou moins importante des gaz acides, c'est-à-dire CO2 et/ou H2S. Ces composés ne peuvent en général pas être séparés sur le site de production et doivent être transportés avec le gaz. Or les gaz acides provoquent des corrosions dans les canalisations, surtout en présence d'eau. Il est donc nécessaire d'injecter dès la tête de puits des inhibiteurs de corrosion dans le gaz de façon à protéger les conduites, la corrosion pouvant provoquer à terme des ruptures de tuyauteries ou des fuites importantes de gaz. Ces inhibiteurs de corrosion sont injectés à l'état de traces, mais comme ce sont en général des produits onéreux, ils contribuent à accroître le coût de production du gaz.Most natural gases contain a greater or lesser proportion of acid gases, that is to say CO2 and / or H2S. These compounds cannot generally be separated on the production site and must be transported with the gas. However, acid gases cause corrosion in pipes, especially in the presence of water. It is therefore necessary to inject corrosion inhibitors into the gas from the wellhead in order to protect the pipes, corrosion may eventually cause pipe ruptures or significant gas leaks. These corrosion inhibitors are injected in trace amounts, but since they are generally expensive products, they contribute to increasing the cost of producing gas.
Arrivé au site de traitement, le gaz, qui peut provenir de plusieurs puits différents collectés sur un même gazoduc, est en général déshydraté pour obtenir un point de rosée eau plus bas que celui qui est nécessité par le transport ; cette deuxième étape de déshydratation peut être effectuée dans la plupart des cas soit par une absorption de l'eau dans du glycol, soit par une adsorption de l'eau sur des tamis moélculaires; le procédé de déshydratation ainsi mis en oeuvre peut être différent de celui qui est utilisé sur le site de production pour assurer le point de rosée eau nécessaire au transport. Cette deuxième étape de déshydratation est indispensable si l'on veut pouvoir refroidir le gaz à une température relativement basse, qui peut être par exemple comprise entre -10 et -40°C, dans le but d'en extraire les liquides de gaz naturel, c'est-à-dire les hydrocarbures autres que le méthane qui peuvent être délivrés liquides à la température ambiante. Dans ces conditions, les additifs qui ont été injectés pour le transport (inhibiteurs de formation d'hydrates et inhibiteurs de corrosion) sont absorbés au cours du traitement et ne sont pas recyclés.When it arrives at the treatment site, the gas, which can come from several different wells collected on the same pipeline, is generally dehydrated to obtain a lower water dew point than that required by transport; this second dehydration step can be carried out in most cases either by absorption of water in glycol, or by adsorption of water on molecular sieves; the dehydration process thus implemented may be different from that used on the production site to ensure the water dew point necessary for transport. This second dehydration step is essential if we want to be able to cool the gas to a relatively low temperature, which can for example be between -10 and -40 ° C, in order to extract the liquids from natural gas, that is to say the hydrocarbons other than methane which can be delivered liquid at room temperature. Under these conditions, the additives which have been injected for transport (hydrate formation inhibitors and corrosion inhibitors) are absorbed during the treatment and are not recycled.
L'art antérieur est illustré par les brevets US-A-4456067, US-A-3348614, US-A-4416333 et notamment par le brevet FR 2 657 416 qui décrit une zone de contact d'un gaz naturel sortant d'un puits avec des additifs antihydrate et/ou anti-corrosion située à l'extérieur de ce puits. L'installation de cette zone de contact dans des milieux hostiles, en mer par exemple, pose toujours des problèmes techniquement difficiles à résoudre.The prior art is illustrated by patents US-A-4456067, US-A-3348614, US-A-4416333 and in particular by patent FR 2 657 416 which describes a contact zone of a natural gas leaving a well with antihydrate and / or anti-corrosion additives located outside this well. The installation of this contact zone in hostile environments, at sea for example, always poses technically difficult problems to solve.
Le procédé selon l'invention correspond à une nouvelle mise en oeuvre de ces additifs anti-hydrates et/ou anti-corrosion qui permet leur recyclage.The method according to the invention corresponds to a new implementation of these anti-hydrate and / or anti-corrosion additives which allows their recycling.
Il a été découvert en effet que certains additifs (inhibiteurs de formation d'hydrates ou de corrosion) peuvent être récupérés et recyclés vers la tête de puits de production, ce qui permet d'en réduire la consommation de façon très importante et ainsi de diminuer les coûts de production du gaz.It has in fact been discovered that certain additives (hydrate formation or corrosion inhibitors) can be recovered and recycled to the production wellhead, which makes it possible to reduce consumption very considerably and thus to reduce gas production costs.
Il a été également découvert que, lors du traitement qui est effectué sur le gaz au terminal après son transport, ces additifs jouent également un rôle positif, ce qui évite l'utilisation d'autres additifs.It has also been discovered that, during the treatment which is carried out on the gas at the terminal after its transport, these additives also play a positive role, which avoids the use of other additives.
De manière générale, le procédé de traitement et de transport d'un gaz naturel vers un terminal de réception et de traitement comprend les étapes suivantes :
- a) On contacte dans des conditions de mise en contact appropriées la totalité dudit gaz sortant d'au moins un puits de production dans une zone de contact créée par une partie au moins du puits et de préférence la profondeur totale dudit puits avec une phase liquide provenant au moins en partie d'un recyclage (étape (e) ci-dessous) et renfermant à la fois de l'eau et au moins un additif anti-hydrate, ledit additif étant un composé nonhydrocarbure, normalement liquide, autre que l'eau, ledit composé étant au moins partiellement miscible à l'eau et se vaporisant à l'état pur ou sous une forme d'azéotrope à une température inférieure à la température de vaporisation de l'eau, de manière à obtenir une phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif, par comparaison avec ladite phase liquide recyclée, et une phase gazeuse, contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif.
- b) On transporte ladite phase gazeuse de l'étape (a) dans une conduite vers au moins une zone d'échange thermique du terminal.
- c) On refroidit dans des conditions adéquates ladite phase gazeuse provenant de l'étape (b), dans la zone d'échange thermique de manière à la condenser partiellement et à obtenir un gaz non condensé, le condensat obtenu comprenant au moins une phase aqueuse, qui contient au moins une partie dudit additif.
- d) On sépare la phase aqueuse du gaz non condensé dans des conditions appropriées dans une zone de séparation et on soutire ledit gaz non condensé.
- e) On recycle la phase aqueuse de l'étape (d) à l'étape (a), en la transportant dans une autre conduite vers la zone de contact.
- a) All of said gas leaving at least one production well is contacted under appropriate contact conditions in a contact zone created by at least part of the well and preferably the total depth of said well with a liquid phase originating at least in part from recycling (step (e) below) and containing both water and at least one anti-hydrate additive, said additive being a nonhydrocarbon compound, normally liquid, other than water, said compound being at least partially miscible with water and vaporizing in the pure state or in the form of an azeotrope at a temperature below the vaporization temperature of water, so as to obtain an aqueous liquid phase containing substantially no additive, by comparison with said recycled liquid phase, and a gaseous phase, containing water vapor and substantially all of the additive.
- b) Transporting said gaseous phase from step (a) in a pipe to at least one heat exchange zone of the terminal.
- c) the gaseous phase from step (b) is cooled under suitable conditions in the heat exchange zone so as to partially condense it and to obtain an uncondensed gas, the condensate obtained comprising at least one aqueous phase , which contains at least part of said additive.
- d) The aqueous phase is separated from the uncondensed gas under appropriate conditions in a separation zone and the said uncondensed gas is drawn off.
- e) The aqueous phase is recycled from step (d) to step (a), by transporting it in another pipe to the contact zone.
Par gaz naturel, on entend des hydrocarbones gazeux et/ou liquides tels que ceux contenus dans les gaz à condensats.By natural gas is meant gaseous and / or liquid hydrocarbons such as those contained in the condensate gases.
Par composé "normalement liquide", on entend liquide dans les conditions normales de température et de pression.By "normally liquid" compound is meant liquid under normal conditions of temperature and pressure.
Les avantages du procédé selon l'invention par rapport à celui de l'art antérieur sont les suivants :
- -- la zone de contact étant le puits lui-même, on économise un dispositif de mise en contact externe,
- -- la zone de contact peut atteindre une très grande hauteur (2000 m de hauteur par exemple) d'où une meilleure efficacité de strippage, d'autant plus élevée que la température du réservoir est haute.
- -- On ne sort du puits de production que les hydrocarbures gazeux ou liquides. On ne se préoccupe donc pas de l'eau d'autant plus qu'elle est peut-être ré-introduite dans le réservoir puisqu'elle est compatible avec l'eau de gisement. Il n'y a donc pas de risque de précipitations de (cations) alcalins ou alcalino-terreux dans le réservoir et donc pas de risque de colmatage.
- the contact zone being the well itself, an external contacting device is saved,
- - The contact zone can reach a very high height (2000 m in height for example), hence better stripping efficiency, the higher the higher the temperature of the tank.
- - Only the gaseous or liquid hydrocarbons leave the production well. We therefore do not worry about water, especially since it is perhaps re-introduced into the tank since it is compatible with reservoir water. There is therefore no risk of precipitation of (cations) alkaline or alkaline earth in the tank and therefore no risk of clogging.
La proportion pondérale de solvant anti-hydrate dans l'eau est en général de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70%.The proportion by weight of anti-hydrate solvent in water is generally from 10 to 90% and preferably from 30 to 70%.
Selon un autre mode de mise en oeuvre de l'invention on peut introduire, avec l'additif anti-hydrate et l'eau, au moins un additif anti-corrosion, non hydrocarbure au moins partiellement miscible avec l'eau ou dispersable dans l'eau et se vaporisant de préférence à une température d'ébullition inférieure à celle de l'eau ou formant avec l'eau un azéotrope dont la température d'ébullition est inférieure à celle de l'eau, de façon à pouvoir être entraîné par le gaz au cours de l'étape (a) du procédé.According to another embodiment of the invention, it is possible to introduce, with the anti-hydrate additive and the water, at least one anti-corrosion additive, non-hydrocarbon at least partially miscible with water or dispersible in water. water and vaporizing preferably at a boiling temperature lower than that of water or forming with water an azeotrope whose boiling temperature is lower than that of water, so that it can be entrained by the gas during step (a) of the process.
Selon ce mode, les proportions pondérales dans le mélange liquide aqueux sont habituellement les suivantes :
- de 0,1 à 5% et de préférence de 0,3 à 1% d'additif anti-corrosion.
- de 10 à 90% et de préférence de 30 à 70% d'additif anti-hydrate.
- de 9,9 à 89,9% et de préférence de 29,7 à 69,7% d'eau.
- from 0.1 to 5% and preferably from 0.3 to 1% of anti-corrosion additive.
- from 10 to 90% and preferably from 30 to 70% of anti-hydrate additive.
- from 9.9 to 89.9% and preferably from 29.7 to 69.7% of water.
La proportion de phase liquide aqueuse introduite dans le puits correspond en règle générale à 0,05 à 5% en poids du débit massique de gaz à traiter et avantageusement de 0,1 à 1%, I'étape de mise en contact s'effectuant en général à une température et à une pression correspondant sensiblement à celle des gaz sortant de la roche réservoir c'est-à-dire celle régnant dans le puits de production, par exemple de 20 à 100°C sous 0,1 à 25 MPa.The proportion of aqueous liquid phase introduced into the well generally corresponds to 0.05 to 5% by weight of the mass flow rate of gas to be treated and advantageously from 0.1 to 1%, the contacting step being carried out in general at a temperature and a pressure corresponding substantially to that of the gases leaving the reservoir rock, that is to say that prevailing in the production well, for example from 20 to 100 ° C at 0.1 to 25 MPa .
On peut régler le débit de gaz sur la tête de puits de telle façon que la phase liquide aqueuse injectée provenant du recyclage s'écoule de haut en bas à contre-courant du gaz provenant du réservoir et circulant de bas en haut. Cette phase liquide peut s'écouler de préférence sur les parois du puits.You can adjust the gas flow rate on the well head so that the aqueous liquid phase injected from the recycling flows from top to bottom against the flow of gas from the tank and flowing from bottom to top. This liquid phase can preferably flow on the walls of the well.
Pour accroître l'efficacité du contact entre la phase liquide et le gaz qui est déjà très importante en raison de la longueur de la zone de contact, on peut selon une variante du procédé, placer dans au moins une partie de la zone de contact, des éléments de garnissage tels que des garnissages structurés ou constitués d'éléments en vrac supportés par au moins un plateau fixe dans le puits.To increase the effectiveness of the contact between the liquid phase and the gas which is already very important due to the length of the contact zone, it is possible, according to a variant of the method, to place in at least part of the contact zone packing elements such as structured packing or made up of loose elements supported by at least one fixed plate in the well.
La phase liquide aqueuse ne contenant sensiblement pas d'additif qui s'accumule au fond du puits et peut être renvoyée dans la roche réservoir.The aqueous liquid phase containing substantially no additive which accumulates at the bottom of the well and can be returned to the reservoir rock.
L'invention concerne aussi le dispositif utilisé pour le transport et le traitement d'un gaz naturel et en particulier l'utilisation du puits de gaz lui-même dans un dispositif mis en jeu pour le traitement d'un gaz naturel sortant de ce puits vers un terminal de réception et de traitement. Il comprend en règle générale les moyens suivants coopérant entre eux :
- au moins un puits de préférence vertical (G1) reliant le réservoir (R) souterrain de gaz naturel sous pression à au moins une tête de puits (T1) adaptée à délivrer une phase gazeuse,
- des moyens d'introduction dudit gaz adaptés à mettre le réservoir en communication avec le puits,
- des moyens (4) d'introduction d'une phase liquide aqueuse, comprenant au moins un additif, reliés à des moyens de recyclage de ladite phase liquide au puits, de préférence en amont de tête du puits, l'amont de la tête du puits étant défini par rapport à la direction de l'écoulement du gaz ;
- des moyens de transport (3,5) de la phase gazeuse sous pression contenant de la vapeur d'eau et sensiblement tout l'additif, reliés à la tête de puits (T1) et à des moyens E1 d'échange thermique sous pression du terminal,
- des moyens (B1) de séparation d'une phase aqueuse liquide du gaz non condensé et traité, reliés aux moyens d'échange thermique dudit terminal,
- des moyens (10) de récupération du gaz non condensé et traité reliés aux moyens de séparation (B1),
- des moyens (8) de soutirage de la phase aqueuse reliés aux moyens de séparation et
- lesdits moyens de recyclage (Pl, 9, 4) de la phase aqueuse reliés aux moyens de soutirage, comprenant une conduite connectée au puits (T1), de préférence en amont de la tête de puits.
- at least one preferably vertical well (G1) connecting the underground tank (R) of pressurized natural gas to at least one well head (T1) adapted to deliver a gaseous phase,
- means for introducing said gas adapted to put the reservoir in communication with the well,
- means (4) for introducing an aqueous liquid phase, comprising at least one additive, connected to means for recycling said liquid phase to the well, preferably upstream from the head of the well, upstream from the head of the well being defined with respect to the direction of gas flow;
- means of transport (3,5) of the gaseous phase under pressure containing water vapor and substantially all the additive, connected to the well head (T1) and to means E1 of heat exchange under pressure of the terminal,
- means (B1) for separating a liquid aqueous phase from the non-condensed and treated gas, connected to the heat exchange means of said terminal,
- means (10) for recovering the non-condensed and treated gas connected to the separation means (B1),
- means (8) for drawing off the aqueous phase connected to the separation means and
- said recycling means (Pl, 9, 4) of the aqueous phase connected to the withdrawal means, comprising a pipe connected to the well (T1), preferably upstream of the well head.
L'invention sera mieux comprise au vu des figures ci-dessous illustrant de manière schématique et non limitative des modes particuliers de réalisation du procédé, parmi lesquelles :
- -- La figure 1 montre le dispositif selon l'invention.
- -- La figure 2 illustre la présence de plusieurs puits de gaz avec les additifs de l'invention.
- -- La figure 3 représente un schéma de production opérant avec quatre puits et une plateforme centrale de traitement.
- - Figure 1 shows the device according to the invention.
- - Figure 2 illustrates the presence of several gas wells with the additives of the invention.
- - Figure 3 shows a production scheme operating with four wells and a central processing platform.
Le principe du procédé selon l'invention est illustré par le schéma de la figure 1, appliqué à titre d'exemple à un gaz naturel renfermant du méthane, des hydrocarbures supérieurs associés, des gaz acides (dioxyde de carbone, hydrogène sulfuré) et saturé en eau dans les conditions de température et de pression de la production. Ce gaz naturel provient d'une roche réservoir R en communication avec au moins un puits de production G1, qui peut être situé sous la mer.The principle of the process according to the invention is illustrated by the diagram in FIG. 1, applied by way of example to a natural gas containing methane, associated higher hydrocarbons, acid gases (carbon dioxide, hydrogen sulfide) and saturated in water under production temperature and pressure conditions. This natural gas comes from a reservoir rock R in communication with at least one production well G1, which can be located under the sea.
Le gaz naturel monte dans le puits de production G1 dont la position est de préférence sensiblement verticale. Il est mis en contact, de préférence à contre-courant dans une zone de contact G1 créée en amont de la tête du puits et qui est au moins une partie du puits de production, avec un mélange constitué d'eau, d'au moins un solvant inhibiteur d'hydrate seul ou en mélange avec au moins un additif inhibiteur de corrosion et provenant d'un conduit 4 muni d'une vanne 20 et connecté avantageusement en amont de la tête de puits, de préférence au voisinage de celle-ci. On évacue en tête du puits par une duse et un conduit 3, une phase gazeuse chargée de solvant et d'additif. En fond du puits la phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et d'additif retourne dans le réservoir. La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la conduite 3 sur une distance qui peut être de plusieurs kilomètres et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où le gaz peut être traité avant son expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite 5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire au traitement dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce qui provoque une condensation partielle ce refroidissement ne provoque pas de phénomène de formation d'hydrate en raison de la présence du solvant inhibiteur dans le gaz en quantité suffisamment importante. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué d'un condensat comprenant une phase liquide aqueuse qui contient la plus grande partie de l'eau, du solvant et de l'additif qui se trouvaient dans le gaz sortant de la zone de contact G1 par le conduit 3, et d'une phase gazeuse dite pauvre appauvrie en hydrocarbures lourds. Ces deux phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des hydrocarbures lourds qu'il contenait à l'entrée dans le conduit G1, est soutiré par le conduit 10; la phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée éventuellement d'un appoint de solvant et d'additif circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes, reprise par la pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le site de production où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée.Natural gas rises in the production well G1, the position of which is preferably substantially vertical. It is brought into contact, preferably against the current in a contact area G1 created upstream of the head of the well and which is at least part of the production well, with a mixture consisting of water, of at least one hydrate inhibiting solvent alone or in admixture with at least one corrosion inhibiting additive and originating from a
Si la proportion d'hydrocarbures plus lourds que le méthane est relativement importante, au cours du refroidissement, il se forme une phase hydrocarbure liquide. Dans ce cas illustré par la figure 1, cette phase hydrocarbure liquide est séparée de la phase aqueuse dans le ballon B1 et évacuée par le conduit 7.If the proportion of hydrocarbons heavier than methane is relatively large, during cooling, a liquid hydrocarbon phase is formed. In this case illustrated by FIG. 1, this liquid hydrocarbon phase is separated from the aqueous phase in the flask B1 and discharged through line 7.
Dans l'ensemble du procédé décrit, les phénomènes de formation d'hydrates et de corrosion ne se produisent pas, du fait qu'ils sont inhibés par la présence du solvant anti-hydrate et de l'additif anti-corrosion qui protègent la totalité de l'installation. Un des avantages du procédé selon l'invention est que les additifs anti-hydrates et anti-corrosion qui sont utilisés sont efficaces sur l'ensemble de l'installation, c'est-à-dire la zone de contact à l'intérieur du puits G1, la conduite de transport qui permet d'acheminer le gaz de la zone de production jusqu'au terminal de réception et la zone de traitement au cours de laquelle le gaz naturel est séparé de l'eau et des hydrocarbures les plus lourds.Throughout the process described, the phenomena of hydrate formation and corrosion do not occur, because they are inhibited by the presence of the anti-hydrate solvent and the anti-corrosion additive which protect the whole of the installation. One of the advantages of the process according to the invention is that the anti-hydrate and anti-corrosion additives which are used are effective over the whole of the installation, that is to say the contact zone inside the well G1, the transport pipe which allows the gas to be transported from the production zone to the reception terminal and the treatment zone during which natural gas is separated from water and the heaviest hydrocarbons.
Lorsqu'il se forme au cours de l'étape de refroidissement (c) une phase hydrocarbure liquide, elle est séparée de la phase aqueuse par décantation et évacuée.When a liquid hydrocarbon phase is formed during the cooling step (c), it is separated from the aqueous phase by decantation and discharged.
Le procédé selon l'invention peut s'appliquer au cas où du gaz naturel est produit par plusieurs puits distants les uns des autres.The method according to the invention can be applied to the case where natural gas is produced by several wells distant from each other.
Dans ce cas, au moins un de ces puits peut être utilisé comme zone de contact G1, et la totalité de la production peut être envoyée par un réseau approprié de conduites vers un terminal de réception qui traitera l'ensemble de la production de gaz ; la phase liquide aqueuse recyclée soutirée par le conduit 8 est ensuite redistribuée aux différents puits utilisés comme zones de contact G1 :
La figure 2 illustre le cas où deux puits sont traités par le procédé selon l'invention. Sur cette figure, les équipements qui sont les mêmes que ceux qui sont représentés sur la figure 1 sont désignés par les mêmes notations. Dans cet exemple, le gaz naturel est produit par deux puits principaux et il est supposé contenir du méthane, des hydrocarbures supérieurs associés et être saturé en eau dans les conditions de température et de pression de la production. Sur le premier site, le gaz naturel sortant d'une tête de puits de production est traité comme décrit ci-dessus pour la figure 1. Sur le deuxième site, le gaz naturel montant d'un autre puits est traité par le contact dans la zone de contact G2, qui est une partie au moins du puits et de préférence la totalité du puits, avec un mélange constitué d'eau et de solvant inhibiteur d'hydrate provenant du conduit 24. On évacue en tête, par le conduit 23, une phase gazeuse chargée de solvant. En fond du puits on renvoie au réservoir une phase aqueuse substantiellement débarrassée de solvant et d'additif. La phase gazeuse de tête est transportée dans la conduite 23 et elle est mélangée dans la conduite 5 au gaz provenant du premier site de production et circulant dans la conduite 3. La totalité du gaz est transportée sur une distance qui peut être de plusieurs kilomètres et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où le gaz peut être traité avant son expédition dans le réseau commercial. Le gaz circulant dans la conduite 5 est refroidi jusqu'à la température basse nécessaire au traitement dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé, ce qui provoque une condensation partielle ; ce refroidissement ne provoque pas de phénomène de formation d'hydrate en raison de la présence du solvant inhibiteur dans le gaz en quantité suffisamment importante. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué d'une phase liquide aqueuse qui contient la plus grande partie de l'eau et du solvant qui se trouvaient d'une part dans le gaz sortant de la zone de contact G1 par le conduit 3 et d'autre part dans le gaz sortant de la zone de contact G2 par le conduit 23, d'une phase liquide d'hydrocarbures constituée des hydrocarbures les plus lourds du gaz et d'une phase gazeuse dite pauvre appauvrie en hydrocarbures lourds. Ces trois phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 ; le gaz pauvre, débarrassé de la plus grande partie de l'eau et des hydrocarbures lourds qu'il contenait à l'entrée dans le procédé, est soutiré par le conduit 10 ; la phase liquide d'hydrocarbures est soutirée par le conduit 7 ; la phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée d'un appoint de solvant circulant dans le conduit 11 pour compenser les pertes et reprise d'une part par la pompe P1 et renvoyée par le conduit 9 vers le premier puits où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée, et d'autre part par la pompe P2 et renvoyée par le conduit 26 vers le deuxième puits où elle arrive par le conduit 24 pour être recyclée.In this case, at least one of these wells can be used as the contact area G1, and all of the production can be sent by an appropriate network of pipes to a reception terminal which will process all of the gas production; the recycled aqueous liquid phase drawn off through
FIG. 2 illustrates the case where two wells are treated by the method according to the invention. In this figure, the equipments which are the same as those which are represented in FIG. 1 are designated by the same notations. In this example, natural gas is produced by two main wells and it is assumed to contain methane, associated higher hydrocarbons and to be saturated with water under the conditions of temperature and pressure of production. On the first site, the natural gas leaving a production wellhead is treated as described above for FIG. 1. On the second site, the natural gas rising from another well is treated by the contact in the contact area G2, which is at least part of the well and preferably the entire well, with a mixture of water and hydrate-inhibiting solvent from
Sur la figure 3 est représenté un exemple de schéma de production opérant avec quatre puits distants les uns des autres notés respectivement PS1, PS2, PS3 et PS4 qui constituent les zones de contact. Le gaz chargé en solvant en additif et en vapeur d'eau est acheminé par les conduites 100 à partir du puits PS1, 200 à partir du puits PS2, 300 à partir du puits PS3, 400 à partir du puits PS4 jusqu'à une plateforme centrale ou terminal de traitement PTC. Sur cette plateforme centrale de traitement PTC, le gaz est refroidi de manière à obtenir une phase aqueuse et un gaz partiellement déshydraté, dont le point de rosée eau respecte la spécification de transport qui lui impose une valeur, par exemple inférieure ou égale à -10°C. Le gaz ainsi obtenu est comprimé par un compresseur placé sur la plateforme PTC et évacué par la conduite 500.FIG. 3 shows an example of a production diagram operating with four wells distant from each other, denoted respectively PS1, PS2, PS3 and PS4 which constitute the contact zones. The gas loaded with solvent as an additive and with water vapor is conveyed by the
La phase aqueuse est renvoyée vers les puits de production PS1, PS2, PS3 et PS4 par les pompes qui renvoient par les conduites 101, 201, 301 et 401 des débits de phase aqueuse proportionnels aux débits de gaz acheminés par les conduites 100, 200, 300 et 400. Au niveau de chaque puits de production le contact entre le gaz montant dans le puits et la solution aqueuse recyclée permet de charger en additif le gaz produit et de renvoyer dans le réservoir en fond de puits une phase aqueuse substantiellement débarrassée de l'additif qu'elle contenait au départ.The aqueous phase is returned to the production wells PS1, PS2, PS3 and PS4 by the pumps which return, via the
Sur la plateforme PTC, une réserve d'additif, renouvelée périodiquement, permet par un appoint régulier de compenser les pertes d'additif.On the PTC platform, an additive reserve, which is renewed periodically, enables regular add-ons to compensate for the loss of additive.
Le solvant anti-hydrate peut être avantageusement par exemple le méthanol. Il peut être également choisi par exemple parmi les solvants suivants : méthylpropyléther, éthylpropyléther, dipropyléther, méthyltertiobutyléther, diméthoxyméthane, diméthoxyéthane, éthanol, méthoxyéthanol, propanol, utilisés seuls ou en mélange.The anti-hydrate solvent can advantageously be, for example, methanol. It can also be chosen, for example, from the following solvents: methylpropylether, ethylpropylether, dipropylether, methyltertiobutylether, dimethoxymethane, dimethoxyethane, ethanol, methoxyethanol, propanol, used alone or as a mixture.
L'additif anti-corrosion peut être choisi de préférence parmi les composés organiques de la famille chimique des amines, tels que la diéthylamine, la propylamine, la butylamine, la triéthylamine, la dipropylamine, I'éthylpropylamine, I'éthanolamine, la cyclohexylamine, la morpholine pyrridique, l'éthylènediamine, utilisés seuls ou en mélange.The anti-corrosion additive may preferably be chosen from organic compounds of the chemical family of amines, such as diethylamine, propylamine, butylamine, triethylamine, dipropylamine, Ethylpropylamine, ethanolamine, cyclohexylamine, pyrridic morpholine, ethylenediamine, used alone or as a mixture.
Au terminal de traitement, la température de réfrigération nécessaire à l'extraction des hydrocarbures les plus lourds du gaz est fonction de la pression du gaz et du taux de récupération désiré ; elle peut être par exemple comprise entre +10 et -60°C et de préférence entre -10 et -40°C pour une pression de gaz comprise par exemple entre 0,1 et 25 MPa et de préférence entre 0,2 et 10 MPa. Cette réfrigération peut être assurée soit par un cycle de réfrigération externe, soit par d'autres moyens tels que par exemple la détente du gaz dans une turbine ou une vanne de détente.At the processing terminal, the refrigeration temperature required to extract the heaviest hydrocarbons from the gas is a function of the gas pressure and the desired recovery rate; it can for example be between +10 and -60 ° C and preferably between -10 and -40 ° C for a gas pressure for example between 0.1 and 25 MPa and preferably between 0.2 and 10 MPa . This refrigeration can be provided either by an external refrigeration cycle, or by other means such as for example the expansion of the gas in a turbine or an expansion valve.
La gaz déhydraté sortant de l'étape de refroidissement (c) peut faire l'objet d'un traitement complémentaire. Il peut être nécessaire en particulier d'éliminer au moins en partie les gaz acides qu'il contient. Dans ce cas, il est avantageux d'utiliser le même solvant que celui qui est utilisé pour inhiber la formation d'hydrates, par exemple le méthanol, à basse température en effectuant un lavage du gaz à contre-courant dans une colonne à garnissage ou à plateaux. Le solvant sortant de cette zone de lavage peut être alors régénéré par abaissement de pression et/ou chauffage et recyclé. Le gaz déshydraté et désacidifié au moins en partie est soutiré.The dehydrated gas leaving the cooling step (c) can be the subject of an additional treatment. In particular, it may be necessary to at least partially remove the acid gases it contains. In this case, it is advantageous to use the same solvent as that which is used to inhibit the formation of hydrates, for example methanol, at low temperature by performing a backwash of the gas in a packed column or with trays. The solvent leaving this washing zone can then be regenerated by lowering the pressure and / or heating and recycled. The at least partially dehydrated and deacidified gas is withdrawn.
Différents équipements connus de l'homme de l'art peuvent être utilisés pour réaliser les différentes étapes du procédé.Different equipment known to those skilled in the art can be used to carry out the different steps of the process.
Tout autre dispositif connu de l'homme de l'art permettant de réaliser un tel contact entre le phase liquide et la phase gazeuse peut être également utilisé. Un tel dispositif peut être par exemple constitué par un contacteur centrifuge introduit dans le puits dans lequel l'écoulement à contre-courant des deux phases s'effectue sous l'effet non plus de la gravité mais sous l'effet d'une force centrifuge, en vue de réaliser un dispositif de séparation de phases.Any other device known to a person skilled in the art making it possible to make such contact between the liquid phase and the gas phase can also be used. Such a device can for example be constituted by a centrifugal contactor introduced into the well in which the counter-current flow of the two phases takes place under the effect no longer of gravity but under the effect of a centrifugal force , with a view to producing a phase separation device.
Le procédé selon l'invention peut être illustré par l'exemple suivant :The process according to the invention can be illustrated by the following example:
Dans cet exemple, on procède selon le schéma de la figure 1. Un gaz naturel est produit sur un site, et traverse le puits vertical sur une hauteur totale de 1000 mètres. Sa pression est de 7,5 MPa (abs) et sa température dans le puits est de 80°C; sa composition est donnée sur le tableau 1 et il est saturé en eau. Son débit est de 12,3 tonnes/h, ce qui correspond à 0,35 million de normaux mètres cube par jour.
Il est mis en contact , dans la zone de contact G1 à l'intérieur du puits vertical, avec 157 kg/h d'un mélange constitué d'eau, de 49,2 % poids de méthanol en tant que solvant inhibiteur d'hydrates et 0,5 % poids de triéthylamine en tant qu'additif inhibiteur de corrosion et provenant du conduit 4. On évacue en tête, par le conduit 3, une phase gazeuse chargée de vapeur d'eau de méthanol et triéthylamine. En fond, on renvoie au réservoir une phase aqueuse d'un débit de 77,7 kg/h et contenant moins de 0,1 % poids de méthanol et une quantité non détectable de triéthylamine. La phase gazeuse de tête du puits est transportée dans la conduite 3 qui est un gazoduc sous-marin de 0,09 mètre de diamètre sur une distance de 11,2 km et arrive par le conduit 5 au terminal de réception où sa pression est de 6,95 MPa du fait de la perte de charge dans le gazoduc. Le gaz est refroidi jusqu'à une température de -15°C dans l'échangeur de chaleur E1 par un fluide frigorigène extérieur au procédé par exemple du propane à - 25°C ; ce refroidissement provoque une condensation partielle du gaz. Le mélange refroidi sortant de l'échangeur E1 par le conduit 6 est constitué du gaz non condensé et d'une part de 155,1 kg/h d'une phase liquide aqueuse d'un mélange d'eau, de méthanol et de triéthylamine, d'autre part de 41 kg/h d'une phase liquide d'hydrocarbures. Ces trois phases sont séparées dans le ballon de décantation B1 à une pression sensiblement égale à la pression de réception au terminal ; le gaz non condensé est soutiré par le conduit 10 la phase liquide d'hydrocarbures est soutirée par le conduit 7 et est récupérée. La phase liquide aqueuse est soutirée par le conduit 8, additionnée d'un appoint constitué de 1,9 kg/h de méthanol et de 0,002 kg/h de triéthylamine et circulant dans le conduit 11, reprise par la pompe P1 et renvoyée sous une pression de 8,0 MPa par le conduit 9 disposé le long du gazoduc sous-marin vers le site de production où elle arrive par le conduit 4 pour être recyclée en amont de la tête du puits.It is brought into contact, in the contact zone G1 inside the vertical well, with 157 kg / h of a mixture consisting of water, of 49.2% by weight of methanol as hydrate-inhibiting solvent and 0.5% by weight of triethylamine as a corrosion-inhibiting additive and coming from
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