Kinetic Hydrate Inhibitor Removal, Recovery and Reuse from Produced Water and Rich MEG Streams

En av hovedutfordringene med flerfasetransport av naturgass i lange rørledninger langs sjøbunnen, fra brønnhodet til prosessanlegget, er å hindre dannelse av gasshydrater (islignende plugger) under transporten. Tradisjonelt reduseres risikoen ved å injisere store volum med Mono Ethylene Glykol (MEG). MEG-systemer er store og inneholder mange komponenter, inkludert rørledninger for transport og distribusjon, lagertanker og et regenereringssystem. Fra et CAPEX- og OPEX-perspektiv er disse systemene kostbare. Høye kostnader forbundet med MEG-systemer tvinger industrien til å vurdere alternativer. Et av alternativene til MEG er bruk av lavdose- hydratinhibitor (LDHI). LDHI inkluderer kinetiske hydrat inhibitorer (KHI) som forsinker/forhindrer nukleering og vekst av hydrater. Den store fordelen med KHI fremfor MEG er at det krever mye lavere volum under sammenlignbare forhold. Dette reduserer potensielt CAPEX og OPEX. KHI regenereres imidlertid ikke, og de vanligste KHI er ikke-biologisk nedbrytbare. Produsert vann (PW) som inneholder ikke-biologisk nedbrytbare KHI kan ikke slippes ut i miljøet og må derfor injiseres i injeksjonsbrønner. KHI-polymeren kan utfelle og redusere injeksjonsevnen ved å plugge porene i en injeksjonsbrønn. KHI forårsaker også problemer i prosessanlegg på grunn av polymerutfelling. Dette resulterer i økt OPEX og tap av verdifulle hydrokarboner. En effektiv prosess for fjerning og/eller gjenbruk av KHI vil adressere disse utfordringene. KHI-ekstraksjon kan oppnås med en ikke-løselig ekstraksjonsvæske som blandes inn i rik MEG eller produsert vann (vannfasen). Ved riktig blanding vil KHI partisjonere inn i ekstraksjonsvæsken. Ekstraksjonsvæsken kan så separeres fra vannfasen igjen og dermed har man fjernet KHI polymerene. Ekstraksjonsvæske + separarert KHI har potensial til å brukes om igjen som hydratinhibitor uten videre behandling. NOV Process & Flow Technologies har gjennomført et felles industriprosjekt (JIP) med to Olje&Gass operatører (Chevron og TotalEnergies) for å demonstrere hvordan prosessen kan benyttes i industrielle skala. Prosjektet er delvis finansiert av Norges forskningsråd. Gjennom benkeskala- og pilotskala-tester har det blitt demonstrert nær 100% fjerning av visse KHIer dersom den rette ekstraksjonsvæsken blir brukt og denne blir blandet inn i vannfasen på rette måten og ved rett temperatur. Videre har det blitt demonstrert i lab skala at KHI som har blitt fjernet fra produsertvann ved hjelp av den nevte ekstraksjonsmetoden, viser hydratinhiberingsegenskaper som er sammenlignbare med den originale KHIen. Merk at dette er demonstrert på kommersielt tilgjengelige KHIer som er i bruk i felt i dag. Et konseptstudie der det ble brukt konservative antakalser om effektivitet i prosessen viste et potensial for 80% reduksjon i bruk av KHI ved hjelp av denne metoden. Nedsiden er at prosessesn også krever en del ekstraksjonsvæske. Selv ekstraksjonsvæsken er relativt harmløs (PLONOR) vil volumene som kreves være sammenlignbare med det originale behovet for KHI, så kjemikalielogistikken vil dessverre ikke bli redusert med denne prosessen. På den andre siden kan det bli 80% mindre behov for det ikke biologisk nedbrytbare og mye dyrere KHI-kjemikaliet.

The principal of KHI removal by solvent extraction and even reuse of KHI was successfully demonstrated. However, the problems with extraction fluid emulsions and the need for large quantities of extraction fluid, which would be lost upon reuse, means that this technology is not very promising for field application. NOV therefore currently have no concrete plans for further development of the technology. NOV do however remain open for further investigations targeted for specific fields that may be more suitable for this technology. For example, dry gas fields (no condensate) could be more suitable since the extraction fluid will not be lost upon reinjection. I.e., there is a real potential to save chemicals. Such fields, in combination with the use of KHI, are very few though.