Key information

Title
Fremgangsmåte og anlegg for transport av rik gass
Application number
20072347
Case type
PCT-based
Status
25.10.2025 Utløpt etter 20 år
Filed
07.05.2007
Priority
25.10.2004 NO 20044585
International application date
25.10.2005
International application number
PCT/NO2005/000405
Effective date
25.10.2005
Publicly available
07.05.2007
Applicant
Sargas AS (NO)
Owner
CO2 CapSol AS (NO)
Inventor
Tor Christensen (NO) et al.
Agent
BRYN AARFLOT AS (NO)
Granted
29.12.2014
Patent number
335571
Expiry date
25.10.2025

Abstract and drawing

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content.
Det blir beskrevet en fremgangsmåte for transport av naturgass gjennom en rørledning fra et gassfelt til en terminal hvor det er risiko for kondensering av tunge hydrokarbonkomponenter i rørledningen under transport, hvor tørrgassen blir tilsatt til naturgassen for å redusere ericondentherm og cricondentherm til gassen og således forhindre kondensering i rørledningen. Det blir også beskrevet et anlegg for utførelse av fremgangsmåten.

Publications

Latest published versionB1A

Documents

 Expand Download files (12)
Date
 Date Doc. No. Process Case number In/Out Journal description To/from
 02.11.2025 10-01 Saksbehandling 20072347(335571) UT PT Utløpt 20 år (3315) BRYN AARFLOT AS
 12.05.2015 03-01 Overdragelse av søknad/rettighet 2015/05446 INN Fullmakt
11.05.2015 02-01 Overdragelse av søknad/rettighet 2015/05446 UT GH Forespørsel Protector Intellectual Property Consultants AS
 27.04.2015 01-02 Overdragelse av søknad/rettighet 2015/05446 INN Endringsskjema, overdragelsesdokument Protector Intellectual Property Consultants AS
 27.04.2015 01-01 Overdragelse av søknad/rettighet 2015/05446 INN Generell henvendelse Protector Intellectual Property Consultants AS
 14.01.2015 09-01 Saksbehandling 20072347 UT PT Registreringsbrev Nasjonal Patent
29.09.2014 07-01 Saksbehandling 20072347 UT PT Meddelelse om patent Protector Intellectual Property Consultants AS
 10.06.2014 06-03 Saksbehandling 20072347 INN Beskrivelse klargjort Protector Intellectual Property Consultants AS
 10.06.2014 06-02 Saksbehandling 20072347 INN Korrespondanse (hoved dok) Protector Intellectual Property Consultants AS
 10.06.2014 06-01 Saksbehandling 20072347 INN Hovedbrev Protector Intellectual Property Consultants AS
 10.12.2013 05-02 Saksbehandling 20072347 UT PT report 12:07:19
10.12.2013 05-01 Saksbehandling 20072347 UT Realitet patent Protector Intellectual Property Consultants AS
05.12.2007 04-01 Saksbehandling 20072347 UT Grace period has started (Patent) (2007.12.05)
22.08.2007 03-01 Saksbehandling 20072347 UT Patent - Reminder of first annual fee (2007.08.22)
07.05.2007 01-08 Saksbehandling 20072347 INN Fullmakt
07.05.2007 01-07 Saksbehandling 20072347 INN Erklæring: søkers rett til oppfinnelse
07.05.2007 01-06 Saksbehandling 20072347 INN Sammendrag
07.05.2007 01-06 Saksbehandling 20072347 INN Publ. sammendrag (official abstract) for appnr 20072347
07.05.2007 01-05 Saksbehandling 20072347 INN Patenttegninger
07.05.2007 01-04 Saksbehandling 20072347 INN Krav
07.05.2007 01-03 Saksbehandling 20072347 INN Beskrivelse
07.05.2007 01-02 Saksbehandling 20072347 INN Tilleggsskjema Oppfinnere/Designere
07.05.2007 01-01 Saksbehandling 20072347 INN Søknadsskjema PT (PT Form)

Description, claims and drawings

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content. Description
Foreliggende oppfinnelse angår offshoreteknologi, mer spesifikt transport av gass I rørledninger til land fra et gassfelt, eller transport mellom gassfelt.Offshore gassfelt kan være plassert langt fra kysten. I tillegg, er flere av de store gassfeltene som er oppdaget de siste årene plassert i avsidesliggende havområder med tøft klima, slik som Norskehavet og Barentshavet. Den lange avstanden fra gassfeltet kombinert med det tøffe klimaet og store havdyp, gjør tradisjonelle produksjonsplattformer upraktiske og for kostbare, og gjør det mer foretrukket å benytte undersjøiske anlegg og undersjøiske rørledninger for transport av gass på land før behandling.Ubehandlet naturgass omfatter en blanding av lette og tunge komponenter. De tunge komponentene har en tendens til å kondensere til en væske etter som temperaturen og trykket faller. Selv om temperaturen og trykket ved produksjonsenden av en rørledning er tilstrekkelig høy til å holde alle komponentene i naturgassen i gassfase, faller både trykk og temperatur langs rørledningen på grunn av varmetap og friksjon. Kondensasjonen av væske i rørledningen er uønsket da den resulterer i flerfasestrøm i rørledningen. Flerfasestrøm er et meget komplisert fenomen. Strømningsmønsteret er avhengig av de relative andeler av gass og væske, strømningshastigheten for hver fase og terrenget på hvilket rørledningen ligger. Flerfasestrøm resulterer i øket friksjonstap, akkumulering av store mengder væske i rørledningen, fare for pluggstrøm og øket risiko for korrosjon av rørledningen. Den økede risiko for korrosjon gjør det nødvendig å benytte høykvalitets stål i rørledningen, noe som øker kostnaden.Den tradisjonelle måten å unngå kondensasjon, og således flerfasestrøm, i rørledninger for naturgass fra offshore produksjonsanlegg, har vært å separere gassen i en tung fraksjon og en lett fraksjon som blir transportert separate. Separasjonen krever imidlertid prosesseringsfasilitetersom ikke er tilgjengelige i fjerntliggende undersjøiske produksjonsanlegg.US 4.948.394 beskriver bruk av et polart løsemiddel, fortrinnsvis en alkohol som metanol eller en glykol for å hindre hydratdannelse og eventuelt hemme korrosjon rørtransport av en produsert hydrokarbonstrøm som ikke er prosessert ved produksjonsstedet, og som kan omfatte både gas og væskefase, samt ikke-blandbare væsker som olje og vann. Bruk av slike polare løsemidler er imidlertid kostbart og krever egne tiltak for separasjon og resirkulering av det ikke-polare løsemiddelet.Det har dessuten vært foreslått å benytte forsterkningsstasjoner ("booster stations") for å øke trykket og temperaturen til gassen for å unngå kondensasjon i rørledningen. Avstanden mellom forsterkningsstasjonene er avhengig av sammensetningen til naturgassen og det opprinnelige trykket på gassen. Under levetiden til et gassfelt, kan naturgassen inneholde en økende mengde kondenserbar gass, og trykket av gassen vil avta. Følgelig, kan det være nødvendig å ha en forsterkningsstasjon per 200 km rørledning, eller også ved enda kortere avstander fra hverandre. Forsterkningsstasjoner øker kostnadene for rørledningen og er dessuten forventet å kreve hyppig vedlikehold, noe som kan resultere i kostbare produksjonsstopp og problemer ved restart av stasjonenUS 2.958.205 angår en fremgangsmåte for transport av et normalt gassformig fluid over lang avstand i et rørledningssystem, hvor fluidet blir kondensert ved kompresjon og kjøling, og hvor en eller flere re-kondenserings- og pumpestasjoner er anbrakt med forbestemte intervaller langs ledningen for å re-kondensere den fordampede andelen av væsken for å holde flerfasestrømmen ved et kontrollerbart nivå. Kondensering omfatter normalt kompresjon, muligens med kjøling og ekspansjon av gassen. Dette er en relativt kompleks prosess som krever store mengder energi. Denne energien må normalt fremskaffes lokalt, noe som øker kompleksiteten og kostnadene.Følgelig, eksisterer det fremdeles et behov for en forbedret fremgangsmåte og anlegg for transport av rik gass over en lang avstand, hvor de ovenfor nevnte problemene blir unngått.Følgelig, angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for transport av naturgass gjennom en rørledning fra et gassfelt til en terminal, hvor det er risiko for kondensering av tunge hydrokarbonkomponenter i rørledningen under transporten, hvor tørr gass blir tilsatt til naturgassen for å redusere cricondentherm og cricondenbar til gassen og således forhindre kondensering i rørledningen.Foretrukket, blir den tørre gassen ytterligere benyttet for å øke trykket av gassen i rørledningen. Det økede trykket øker forskjellene mellom trykket i gassen og cricondenbar til gassen, noe som resulterer i redusert risiko for kondensering av hydrokarboner.Tilsetning av den tørre gassen tjener til å øke hastigheten til gassen i rørledningen, spesielt når gassfeltet har en redusert produksjonshastighet slik som under sen levetid for feltet eller i perioder med reduserte gassbehov. Hovedfordelen ved å holde en høy hastighet i rørledningen er at gassen så vil dra med seg eventuelle væsker, slik som vann eller vann/glykol-blandinger, ut av rørledningen. Væsker vil derfor ikke bli samlet opp i rørledningen, men blir fjernet effektivt på en kontinuerlig basis uavhengig av produksjonshastigheten forgass. Dette reduserer behovet for rørledningsskrapere.Ifølge en utførelsesform, blir trykket øket ved injisering av den tørre gassen ved høyt trykk, parallelt med strømningen i rørledningen.Ifølge en alternativ utførelsesform, blir trykket i gassen øket ved hjelp av kompressorer som blir drevet av ekspansjon av den tørre gassen før injeksjon inn i rørledningen.Ifølge en utførelsesform, blir den tørre gassen injisert ved på forhånd bestemte steder langs rørledningen.Avhengig av det opprinnelige trykket og temperaturen på naturgassen, kan minst en del av den tørre gassen bli tilsatt til naturgassen nær gassbrønnen.Ifølge en foretrukket utførelsesform, blir gassen i rørledningen separert ved terminalen i en våtgassfraksjon og en tørrgassfraksjon, hvor i det minste en del av den tørre gassen blir returnert til gassfeltet for tilsetning til naturgassen for å forhindre kondensering av tunge komponenter i rørledningen.Figur 1 er en prinsipptegning av et anlegg for transport av rik gass ifølge foreliggende oppfinnelse, Figur 2 er en prinsipptegning av en enhet på land for et anlegg ifølge foreliggende oppfinnelse, Figur 3 er en prinsipptegning som illustrerer et lengdesnitt gjennom en utførelsesform av en injektor, Figur 4 er en prinsipptegning som illustrerer et lengdesnitt gjennom en alternativ utførelsesform av en injektor, ogForeliggende oppfinnelse er basert på unngåelse av kondensering ved reduksjon av den gjennomsnittlige molare vekten til den transporterte gassen. Kondensasjon av en naturgass er avhengig av sammensetningen til gasse, eller den gjennomsnittlige molare vekt av gasse, trykket og temperaturen. For å unngå kondensasjon av en gass, må temperaturen til gassen være høyere enn cricondentherm til gassen og/eller trykket i gassen må være høyere enn cricondenbar til gassen. Cricondentherm er den maksimale temperaturen ved hvilken to faser kan eksistere, og cricondenbar, er det maksimale trykket ved hvilke to faser kan eksistere.I undersjøiske rørledninger, blir temperaturen til gassen hurtig redusert til omgivelsestemperatur på omkring +4 °C. På grunn av friksjonstap, vil trykket bli redusert langs rørledningen. Når trykket faller under cricondenbar, vil det oppstå kondensering.Cricondentherm og cricondenbar til naturgass er avhengig av sammensetningen, eller den gjennomsnittlige molare vekten til naturgassen. Desto høyere den gjennomsnittlige molare vekt er, desto høyere er cricondentherm og cricondenbar. Foreliggende oppfinnelse er basert på det faktum den gjennomsnittlige molare vekt blir redusert ved tilsetning av tørr gass, eller hovedsakelig ren metan, til en rik naturgass som omfatter metan I blanding med tyngre hydrokarboner. Ved reduksjon av den gjennomsnittlige molare vekten, blir både cricondentherm og cricondenbar redusert.Uttrykket "torr gass" I foreliggende beskrivelse og krav er ment å bety en hydrokarbongass som hovedsakelig omfatter metan. Tørrgassen omfatter normalt mer enn 90 % metan, foretrukket mer enn 95% metan.En naturgass som har en gjennomsnittlig molar vekt på 22.2 kg/kgmol, har en cricondentherm på +31 °C og en cricondenbar på105.4 bara, mens en naturgass som har en gjennomsnittlig molar vekt på 16.4 har en cricondentherm på -20 °C, og en cricondenbar under 70 bara. Kondensering av naturgass i rørledningen blir således unngått ved reduksjon av den molare vekten til naturgass for å gi gassen en cricondentherm under omgivelsestemperatur, og samtidig redusere cricondenbar.Figur 1 er en prinsipptegning av et anlegg ifølge foreliggende oppfinnelse. Anlegget omfatter to hoveddeler, en landenhet 1 og en undersjøisk enhet 2. Den undersjøiske delen 2 omfatter to rørledninger, en hovedrøriedning 3 for transport av naturgass fra gassbrønnene til landenheten, og en tørrgassrøriedning 4 for transport av tørr gass, hovedsakelig metan, under høyt trykk fra landenheten mot gassbrønnene. Tørrgassen blir transportert til gassbrønnene hvor den tørre gassen blir blandet med naturgassen i en eller flere primær(e) blandeenhet(er) 10.1 tillegg glykol (monoetylenglykol (MEG)) som blir benyttet for å forhindre vann fra å danne is og/eller hydrater i rørledningen. Blandingen av naturgass og tørrgass blir transportert fra den primære blandeenheten(e) 10 i hovedrørledningen 3 mot landenheten 1.I relativt korte rørledninger blir all tørrgassen tilsatt til naturgassen i den (de) primære blandeenheten(e) nær gassbrønnene. For lengre rørledninger, vil trykket falle langs rørledningen. For lange rørledninger er det derfor foretrukket å tilsette en del av den totale tørrgassen som skal tilsettes i den (de) primære blandeenheten(e) 10 og tilsette ytterligere tørrgass ved forhåndsbestemte tilsetningssteder 5 langs hovedrørledningen 3. Tørrgassen som skal bli tilsatt ved injeksjonsstedene 5 blir tatt ut fra tørrgasslinjen 4 og fort til hovedrørledningen 3 i injektorrør 6. Trykket og mengden tørrgass i hvert av injeksjonsrørene blir kontrollert ved hjelp av kontrollventil(er) 7. Effekten av tilsetning av gass langs rørledningen er både økning av trykket i gassen som blir transportert, og reduksjon av den gjennomsnittlige molare vekten til gassen ettersom trykk og temperatur faller.I foreliggende beskrivelse og krav er uttrykket "nær" oljebrønnen med hensyn på det primære blande- og injeksjonsstedet for tørrgass inn i naturgassen, ment å bety at det primære blande-og injeksjonsstedet er i en produksjonsenhet, slik som en undersjøisk produksjonsenhet. EN slik enhet er normalt forbundet til et flertall av oljebrønner innenfor en avstand på noen få km, f.eks. 10 km eller mindre.Den optimale plasseringen for hvert injeksjonssted langs rørledningen og trykket og mengden av gass som blir injisert, for å gi den optimale transporten av naturgass uten risiko for kondensering og resulterende flerfasestrøm i rørledningen, kan bli beregnet teoretisk.Figur 2 illustrerer et eksempel på en landdel 1 av anlegget. Gassen fra feltet, omfattende enblanding av naturgass og tilsatt tørrgass, kommer inn i landdelen gjennom hovedrørledningen 3 og blir ført inn i en primær separator 20. I den primære separatoren blir eventuelt vann og glykol separert fra gassen og fjernet gjennom utløp 21. Gassen blir tatt ut fra den primære separatoren 20 gjennom en linje 22 til en kompressor 23 hvor gassen blir komprimert til et trykk på foreksempel 100 til 200 bara. Den komprimerte gassen blir så avkjølt i en vannkjøler 24. Temperaturen på gassen som forlater vannkjøleren 24 kan variere avhengig av temperaturen på det tilgjengelige kjølevannet. I tropiske farvann er temperaturen typisk omkring 45 °C, i Nordsjøen kan temperaturen være omkring 30 °C, mens det er mulig å kjøle gassen til en temperatur på omkring 20 °C i soner med kaldere klima. Vannkjøleren 24 kan alternativt bli erstattet av en luftkjøler. Dersom gassen i hovedrørledningen har et trykk som er høyere enn omkring 100 bara, kan kompressoren 23 bli utelatt.Gassen fra kjøleren 23 blir så ledet gjennom en linje 25 til en varmeveksler 26 hvor gassen blir avkjølt mot kald gass og væske til en temperatur på typisk fra omkring -25 °C til omkring -75 °C, for eksempel omkring -50 °C, før gassen blir ekspandert i en ekspander 27 til et trykk som typisk er fra omkring 30 til 60 bara, for eksempel 40 bara. Temperaturen til den ekspanderte gassen vil da være omkring- 64 °C, noe som forårsaker at noe av etanet og det meste av de tyngre komponentene (C3+) kondenseres, mens den tørre gassen, som typisk inneholder 90 til 95 % metan, noe etan i tillegg til mindre mengder propan og tyngre komponenter, forblir i gassfase. Væske / gass blandingen blir fjernet fra ekspanderen gjennom en linje 28 til en kaldseparator 29, hvor væsken blir oppsamlet i bunnen og fjernet gjennom en linje 30, via varmeveksleren26 hvor den blir oppvarmet til en temperatur som er noen få grader under temperaturen til den innkommende gassen fra kjøleren, f.eks. en temperatur på omkring -4 °C. Temperaturen til den oppvarmede gassen kan imidlertid variere og er avhengig av karakteristikken til varmeveksleren. Væsken i væskelinjen blir så stabilisert ved fjerning av oppløst metan og blir tatt ut av anlegget for eksport.Den ikke-kondenserte gassen et gassutløp 31, blir oppvarmet i varmeveksleren 26 og komprimert ved hjelp av en kompressor 33. Den komprimerte gassen fra kompressoren 32 blir ledet i en line 33 som blir delt i en gass eksportlinje 34 for gass som skal eksporteres fra anlegget, og en returlinje 35. Gassen i returlinjen 35 blir komprimert i en kompressor 36 og blir returnert til gassbrønnene og til injeksjonsstedene langs rørledningen i tørrgass rørledningen 4.Figurene 3,4 og 5 illustrerer tre forskjellige utførelsesformer av injeksjonsstedene 5.Utførelsesformene ifølge figurene 3 og 4 er basert på anvendelsen av ejektoreffekten for å øke hastigheten til gassen i hovedrørledningen 3. Den lette, tørre gassen blir introdusert inn i rørledningen ved hjelp av injektorer hvor tørr gass som har et høyt trykk blir injisert hovedsakelig parallelt med gass-strømmen til gassen i rørledningen 4. Injektoren fungerer her som en ejektor som drar med seg gassen på nedstrømside mot landdelen. Figur 3 er et lengdesnitt gjennom hovedrørledningen ved et injeksjonssted 5, hvor tørrgassen blir introdusert gjennom et injeksjonsrør 11 som kommer inn I hovedrørledningen med en spiss vinkel. Åpningen av injeksjonsrøret i denne utførelsesformen stikker ikke inn i hovedrørledningen, men ender I flukt med innerveggen til rørledningen. Denne konstruksjonen tillater at en pig eller skraper, som blir benyttet for å rense rørledningen og fjerne kondensert vann, å passere injeksjonsstedet uten å komme I konflikt med injeksjonsrøret. Figur 4 er en alternativ utførelsesform som er mer effektiv enn utførelsesformen ifølge figur 3. Et injeksjonsrør 12 er satt inn i senter av rørledningen og ejiserer tørrgassen hovedsakelig parallelt med gass-strømmen i rørledningen. Injeksjonsrøret 12 er imidlertid mer utsatt enn injeksjonsrøret ifølge figur 3, da det stikker inn i rørledningen. For å være i stand til å sende en pig eller skraper gjennom rørledningen må en bypasslinje 13 være anbrakt ved injeksjonsstedet. Når en pig skal passere injeksjonsstedet, blir en ventil 14 i rørledningen stengt samtidig som en ventil 15 i bypasslinjen 13 blir åpnet. Etterat piggen har passert gjennom bypasslinje 13, blir ventilen 15 lukket og ventil 14 åpnet.Utførelsesformen ifølge figur 3 er som nevnt mindre effektiv en utførelsesformen ifølge figur 4, da effektiviteten til fremdrift kraften er lavere da tørrgassen blir injisert fra veggen av rørledningen og ved en vinkel i forhold til gass-strømmen i rørledningen. Konstruksjonen ifølge figur 3 er imidlertid mye enklere da den ikke har noen bevegelige deler. Ventilene 14,15 og kontrollsystemet for åpning og lukking av ventilene gjør systemet mer komplekst og kan kreve kontroll og inspeksjon av injeksjonsstedene.Alternative utførelsesformer for injeksjonssteder er også mulige. Injeksjonsrøret 11 kan bli modifisert slik at det stikker inn i rørledningen slik at den kan bli trukket tilbake inn i veggen av rørledningen eller bli presset inn i veggen av rørledningen av piggen. Under normal drift vil jetstrømmen som forlater injeksjonsrøret så bli injisert inn i midten av rørledningen og hovedsakelig parallelt med strømmen av gass for å optimalisere effektiviteten ved injeksjonen, dvs. optimalisere ejektoreffekten. Dette er mulig å oppnå dersom injeksjonsrøret kommer inn i rørledningen med en spiss vinkel i en langsgående forlenget fordypning i veggen til rørledningen, slik at injeksjonsrøret som er forlenget har sin "løse" ende nedstrøms i rørledningen. Under normal drift vil tørrgassen så bli injisert hovedsakelig parallelt med gass-strømmen i rørledningen. En pig som følger gass-strømmen fra brønn-enden av rørledningen vil så dytte injeksjonsrøret inn i fordypningen i veggen av rørledningen. Etter at piggen har passert injeksjonspunktet vil injeksjonsrøret igjen innta sin posisjon. For å gjøre det mulig må injeksjonsrøret bli fremstilt av et fleksibelt materiale, eller injeksjonsrøret må være hengslet.Figur 5 illustrerer en ytterligere utførelsesform av et injeksjonssted ifølge foreliggende oppfinnelse. Ifølge denne utførelsesformen, omfatter injeksjonsstedet 5 en kompressor 40 for å øke trykket i gassen som skal bli transportert. Energien for å komprimere gassen i kompressor 40 blir fremskaffet ved å ekspandere den tørre gassen fra injeksjonsrøret 6 over en ekspander41. Den ekspanderte gassen om forlater ekspanderen bli introdusert in i hovedrørledningen 3 gjennom en linje 42. For å kunne sende en pig gjennom rørledningen, er det fremskaffet en bypasslinje 43. En ventil som er lukket under vanlig drift, blir midlertidig åpnet for å la piggen passere gjennom bypasslinjen. Samtidig som ventilen 44 blir åpnet, blir en ventil 45 ihovedrørledningen lukket. Når piggen har passert injeksjonsstedet, blir ventil 44 lukket, og ventil 45 blir åpnet igjen. Denne utførelsesformen har den fordel at en effektiv og pålitelig trykkøkning av gassen i hovedrørledningen blir oppnådd. Ulempene er at en bypasslinje er nødvendig og at ytterligere inspeksjon og service er nødvendig for kompressoren og ekspanderen.Injeksjon av tørrgass inn i naturgassen gir minst fire forskjellige effekter som totalt øker muligheten for å produsere rik gass fra fjerntliggende og ugjestmilde offshore lokalisasjoner, slik som a) blanding av gasser, b)økning av trykket / forbedret gass-strømning, c) uavhengighet av et servicefartøy for å utføre regulær pigging av rørledningen, d) øket systemkontroll, og e) opprettholdelse av en høy gasshastighet for å feie med seg eventuelle væsker slik som glykol/van nut fra rørledningen på en kontinuerlig basis.Den tunge eller rike gassen blir blandet med en lett, eller tørr gass. Den gjennomsnittlige molarevekten til den resulterende gassen vil, avhengig av forholdet mellom naturgass til tørrgass, blibetydelig redusert for å resultere i en lavere sannsynlighet for kondensering av de tunge komponentene.En naturgass med en gjennomsnittlig molar vekt på 22,2 kg/kg mol, en cricondentherm på 31 °C og en cricondenbar på 105.4 bara, blir blandet med en tørrgass med en gjennomsnittlig molar vekt på 16,8 kg/kg mol, en cricondentherm på -65.1 °C og en cricondenbar på 55.3 bara.For begge de eksemplifiserte forholdene i tabellen, blir cricondentherm redusert fra 31 °C til under 0 °C, slik at kondensering av hydrokarbon væske og resulterende flerfasestrøm, hovedsakelig blir unngått. Cricondenbar blir redusert fra 105,4 bara til under 90 bara, noe som gir ytterligere beskyttelse mot kondensering. Det er mulig å øke mengden av tørrgass i den totale gassblandingen for å gi enda bedre beskyttelse mot kondensering. En øket andel av tørrgass i totalgassen, vil imidlertid redusere kapasiteten i hovedrørledningen for transport av naturgass.Gassen i tørrgassrøret blir tilsatt til hovedrørledningen via ejektorer eller ekspander /kompressorsystemer, for å anvende trykkenergien i tørrgassen for å øke trykket og forbedre strømmen av den resulterende gassblandingen.I en eksempelvis 91,44 cm (33") rørledning med en lengde på 600 km, et trykk I naturgassen på 180 bara og et trykk i tørrgassen på 300 bara begge ved brønnenden av rørledningen, blir naturgass og tørrgass blandet i et forhold på 1: 2,5. Selv om effektiviteten til ejektoren eller ekspander / kompressorsystemet er lavt, for eksempel 35%, vil trykket i hovedrørledningen bli øket til omkring 45 bar. Denne økningen av trykket vil øke kapasiteten til rørledningen og fjerne trykket ytterligere fra cricondenbar for å unngå kondensasjon i rørledningen.c) Uavhengighet av et servicefartøy for utførelse av regulær pigging av rørledningen Reduksjonen av cricondenbar og cricondentherm og økningen av trykket gjør det usannsynlig athydrokarbonkondensat blir dannet i rørledningen. En mindre mengde vann kan imidlertid kondensere i rørledningen sammen med glykol som blir tilsatt for å minimalisere risikoen for hydratdannelse.Det kondenserte vannet, og eventuell glykol som er assosiert med vannet, blir fjernet ved hjelp av en "pig" som blir satt inn i rørledningen ved startenden og blir drevet frem av trykkforskjellene i rørledningen. Eventuell væske blir skjøvet på en kontrollert mate av piggen og blir fjernet fra rørledningen ved landenden av rørledningen. Piggen blir tradisjonelt returnert til brønnenden ved hjelp av et overflatefartøy og satt inn igjen. Ifølge foreliggende oppfinnelse blir returen av piggen ved hjelp av et overflatefartøy unngått da piggen kan bli returnert til brønnenden av rørledningen i tørrgass rørledningen. Dette gjør det mulig med en regulær og hyppig pigging uavhengig av et "sub sea pig launcher" hjelpefartøy.Tørrgass rørledningen og muligheten for tilsetning av tørr gass til naturgassen gjør en forbedretkontroll av systemet mulig selv om trykket faller og sammensetningen av naturgass endres over levetiden til gassfeltet.For å unngå kondensering av hydrokarboner i rørledningen, er det foretrukket at trykket i rørledningen er minst 20 bara høyere enn cricondenbar for gassen. Mengden av tørrgass som blir injisert i naturgassen, og lokaliseringen av injeksjonspunktene kan bli justert for å tillate maksimal kapasitet for transport av naturgass, samtidig som trykket i rørledningen blir holdt minst 20 bara høyere enn cricondenbar.En eksempelvis naturgass med en gjennomsnittlig molar vekt på 22.2 kg/kg mol, som gir en cricondentherm på 31 °C og en cricondenbar på 105.4 bara, blir introdusert inn i en 600 km 91,44 cm rørledning ved et initielt trykk på omkring 182 bara, og en mengde på omkring 1.500.000 Sm3/h. Ved ankomst til terminalen er trykket omkring 125 bara, noe som gir en margin på omkring 20 bara over cricondenbar.Ved en strømningshastighet på 500.000 Sm3/h, må trykket ved brønnen være 135 bara for at gassen skal ankomme terminalen ved et trykk på 125 bara. Hvis brønntrykket i stedet faller til 125 bara ved en hastighet på 500.000 Sm3/h, er det ikke mulig å produsere ved denne hastigheten. Hastigheten må bli ytterligere redusert for å øke brønntrykket for å gi et trykk ved ankomst i terminalen på minst 125 bara. Tilsetning av omkring 1.000.000 Sm3/h tørrgass ved et trykk på 300 bara, hvor 50% blir tilsatt 200 km fra terminalen, 25% blir tilsatt ved et injeksjonssted 400 km fra terminalen, og de resterende 25% nær brønnene 600 km fra terminalen, til brønnstrømmen på 500.000 Sm3/h ved et initielt trykk på 125 bara, vil ved ankomst til terminalen være omkring 125 bara. Tilsetningen av tørrgass har redusert cricondenbar til 86 bara, noe som resulterer i en margin på mer enn 20 bara. Produksjonshastigheten vil bli så bli opprettholdt ved 500.000 Sm3h uten kondensering av hydrokarboner i rørledningen.Det er velkjent fra korte flerfase rørledninger at væsker ikke akkumulerer når gasshastighetener høy. Lavere hastigheter kan imidlertid forårsake akkumulering av væsker. Når hastigheten igjen blir øket, opptrer alvorlig støtvis strømning og meget store mengder væske strømmer mot mottaksenden av rørledningen. Dette krever meget store støtoppfangere. Høye gasshastig heter på en kontinuerlig basis er ønskelig. Foreliggende oppfinnelse tillater slike høye hastigheter i perioder med lav gassproduksjon og ettersom gassfeltet eldres med reduserte produksjonshastigheter og redusert brønnhodetrykk.Fordelen oppnådd ved foreliggende oppfinnelse er mer uttrykt etter som trykket i brønnen reduseres og/eller den gjennomsnittlige molare vekten til gassen øker, enn ved den initielle fasen av produksjonen. Totalmengden av tørr gass og andelene injisert nær brønnene og ved injeksjonsstedene kan bli justert etter behov under den totale levetiden til gassbrønnen for å maksimalisere kontrollen og produksjonen uten behov for kompliserte forsterkningsstasjoner.Tørrgass rørledningen kan ytterligere ble benyttet for transport a glykol som blir benyttet for forhindring eller reduksjon av kondensering av vann og hydratdannelse i hovedrørledningen 3.
Claims
1.Fremgangsmåte for transport av naturgass gjennom en rørledning fra et gassfelt til en terminal, hvor der er en risiko for kondensering av tyngre hydrokarbonkomponenter i rørledningen under transport, karakterisert ved at tørrgass blir tilsatt til naturgassen for å redusere cricondentherm og cricondenbar til gassen og således forhindre kondensering i rørledningen.2.Fremgangsmåte ifølge krav 1, hvori tørrgassen ytterligere blir benytter for å øke trykket i gassen i rørledningen.3.Fremgangsmåten ifølge krav 2, hvori trykket i gassen blir øket ved å injisere tørrgassen ved høyt trykk parallelt med strømmen i rørledningen.4.Fremgangsmåten ifølge krav 2, hvori trykket til gassen blir øket ved hjelp av kompressorer drevet av ekspansjon av tørrgass før injeksjon inn i rørledningen.5.Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 4, hvori tørrgassen blir injisert ved forhåndsbestemte injeksjonssteder langs rørledningen.6.Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 5, hvori minst en del av tørrgassen blir tilsatt til naturgassen nær gassbrønnen.7.Fremgangsmåte ifølge hvilke som helst av kravene 1 til 6, hvori gassen i rørledningen blir separert i terminalen I en våtgassfraksjon og en tørrgassfraksjon, hvor minst en del av tørrgassen blir returnert til gassfeltet for å bli tilsatt til naturgassen for å forhindre kondensering av tunge komponenter i rørledningen.
Drawings

Priority

25.10.2004 NO 20044585

Patent classes

IPC classesF17D 1/02

Citations

US 4948394 A (A)US 2958205 A (A)US 4027688 A (A)

Applicants, owners and inventors

Owners
CO2 CapSol AS
Nobels gate 10 0273 OSLO NO (OSLO Municipality, Oslo county)Org. number: 914620457Inventors
Tor Christensen
Hasleskogveien 10 3229 SANDEFJORD NO (SANDEFJORD Municipality, Vestfold county)
Henrik Fleischer
Vestmarkveien 90 1341 SLEPENDEN NO (BÆRUM Municipality, Akershus county)
Knut Børseth
Asnesveien 20 B 3222 SANDEFJORD NO (SANDEFJORD Municipality, Vestfold county)

Agent

BRYN AARFLOT AS
BRYN AARFLOT AS

Org. number: 979993269

Name and address are automatically synchronized with the Brønnøysund Register Centre.

Open in The Brønnøysund Register Centre
Stortingsgata 8 0161 OSLO NO (OSLO Municipality, Oslo county)
Org. number: 979993269
Reference: P2449NO01

Status history

Payment history

Oppositions and appeals

No oppositions or appeals

Administrative limitation

No administrative limitation

Liens and licences

No liens or licenses registered

Gazette entries

No Gazette entries foundOnly events from 2024.03.04 and onwards are shown.