NO311854B1 - Method and system for transporting a stream of fluid hydrocarbons containing water - Google Patents

Description

Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte og et system for transportering av en strøm av fluide (dvs. flytende eller gassformige) hydrokarboner inneholdende vann. Ved fremgangsmåten føres strømmen gjennom et behandlings- og transportsystem som omfatter en rørledning. This invention relates to a method and a system for transporting a stream of fluid (ie liquid or gaseous) hydrocarbons containing water. In the method, the current is passed through a treatment and transport system that includes a pipeline.

Letingen etter nye olje- eller gassressurser har nå nådd et trinn hvor den beveger seg vekk fra relativt lett tilgjengelige kontinentale farvann og mot større havdyp. Denne tendens er for tiden mest synlig i Den meksikanske Golf, men også langs Norges kyst, og eventuelle store olje- eller gass-funn i fremtiden ventes hovedsakelig på store dyp (>4-500 m). Denne utvikling medfører flere teknologiske utfordringer. Løsninger basert på undersjøiske installasjoner og langdistansetransport til allerede eksisterende produksjons- og behandlingsutstyr har imidlertid allerede vært i bruk en tid i Nordsjøen, særlig i forbindelse med økonomisk marginale felt i nærheten av eldre plattformer. Denne teknologi vil bli stadig mer dominerende i forbindelse med utvikling av nye felt på store dyp, men også i økende antall av mindre prosjekter i allerede utviklede områder. The search for new oil or gas resources has now reached a stage where it is moving away from relatively easily accessible continental waters and towards greater ocean depths. This tendency is currently most visible in the Gulf of Mexico, but also along the coast of Norway, and any large oil or gas discoveries in the future are mainly expected at great depths (>4-500 m). This development entails several technological challenges. However, solutions based on subsea installations and long-distance transport to already existing production and processing equipment have already been in use for some time in the North Sea, particularly in connection with economically marginal fields near older platforms. This technology will become increasingly dominant in connection with the development of new fields at great depths, but also in an increasing number of smaller projects in already developed areas.

I Nordsjøen har anvendelse av undersjøiske templåter og rørledningtransport av brønnstrømmer i fler-fase-rørledninger tradisjonelt vært begrenset til noen få titalls kilometer. Bedre simulerings- og konstruksjonsverktøy, bedre utstyr for delvis separering, så vel som pumping og trykkforsterkning, har nå imidlertid ført til løsninger av denne type som anvendes ved overføring over distanser på opp til 110 km i Den meksikanske Golf. In the North Sea, the use of subsea temp plates and pipeline transport of well streams in multi-phase pipelines has traditionally been limited to a few tens of kilometres. However, better simulation and design tools, better equipment for partial separation, as well as pumping and pressure boosting, have now led to solutions of this type used for transmission over distances of up to 110 km in the Gulf of Mexico.

Det ene mest utfordrende problem for disse fremtidige tendenser i olje- og gass-eksploatering, er tilstedeværelsen av naturlige gasshydrater i transport-rørledninger og -utstyr. Naturlig gasshydrat er en islignende forbindelse som består av lette-hydrokarbonmolekyler innkapslet i en ellers ustabil vannkrystallstruktur. Disse hydrater dannes ved høyt trykk og lave temperaturer når en egnet gass og fritt vann er tilstede. Disse krystaller kan avsettes på rørveggene og i utstyr, og kan i de verste tilfeller føre til fullstendig tilstopning av systemet. Kostbare og tidkrevende operasjoner kan være nødvendig for å gjenopprette strømmen. I tillegg til bare de økonomiske konsekvenser, er det også mange farer forbundet med hydratdannelse og -fjernelse, og det er kjent tilfeller hvor rørledninger har sprukket og menneskeliv er gått tapt p.g.a. gasshydrater i rørledninger. Selv om hydrat vanligvis anses som et problem hovedsakelig for gassproduksjon, er det nå mange bevis på at det også er et betydelig problem for kondensat- og oljeproduksjonssystemer. The single most challenging problem for these future trends in oil and gas exploitation is the presence of natural gas hydrates in transport pipelines and equipment. Natural gas hydrate is an ice-like compound consisting of light hydrocarbon molecules encased in an otherwise unstable water crystal structure. These hydrates are formed at high pressure and low temperatures when a suitable gas and free water are present. These crystals can be deposited on the pipe walls and in equipment, and in the worst cases can lead to complete clogging of the system. Costly and time-consuming operations may be required to restore power. In addition to just the economic consequences, there are also many dangers associated with hydrate formation and removal, and there are known cases where pipelines have burst and human lives have been lost due to gas hydrates in pipelines. Although hydrate is usually considered a problem mainly for gas production, there is now much evidence that it is also a significant problem for condensate and oil production systems.

Det er flere tilgjengelige metoder for å løse hydratproblemer. Så langt har den vanlige filosofi vært å ta skritt for å unngå enhver hydratdannelse i det hele tatt. Dette kan oppnås ved å holde trykkene lave (ofte ikke mulig ut fra strømningsbetraktninger), holde temperaturene høye (vanligvis ved isolering - som ikke beskytter mot avbrudd eller lange distanser), fjerne vannet fullstendig (kostbart utstyr og vanskelig), eller ved å tilsette kjemikalier som undertrykker hydratdannelsen termodynamisk. Isolering anvendes meget ofte, men er ikke tilstrekkelig alene. Kjemisk tilsetning, særlig av metanol (MeOH) eller etylenglykol (EG) er derfor den mest utbredte hydrat-kontroilmekanisme i industrien i dag. Disse frysevæsker utvider trykk-temperatur-området for sikker drift, men trenges i store mengder - 50% av den totale væskefraksjon er ikke uvanlig i vannrik produksjon. Anvendelse av MeOH i Nordsjøen kan nærme seg 3 kg pr. 1000 Sm<3 >ekstrahert gass. Behovet for så store mengder setter store krav til logistikk i forbindelse med transport, lagring og injeksjon i offshoreinstallasjoner med manglende plass. Transport- og injeksjonsprosessene for MeOH i særdeleshet er også beheftet med mye lekkasje og tap. There are several methods available to solve hydrate problems. So far, the usual philosophy has been to take steps to avoid any hydrate formation at all. This can be achieved by keeping pressures low (often not possible from flow considerations), keeping temperatures high (usually by insulation - which does not protect against interruptions or long distances), removing the water completely (expensive equipment and difficult), or by adding chemicals which thermodynamically suppresses hydrate formation. Insulation is used very often, but is not sufficient on its own. Chemical addition, especially of methanol (MeOH) or ethylene glycol (EG) is therefore the most widespread hydrate control mechanism in industry today. These freezing liquids extend the pressure-temperature range for safe operation, but are needed in large quantities - 50% of the total liquid fraction is not unusual in water-rich production. Use of MeOH in the North Sea can approach 3 kg per 1000 Sm<3 >extracted gas. The need for such large quantities places great demands on logistics in connection with transport, storage and injection in offshore installations with a lack of space. The transport and injection processes for MeOH in particular are also subject to a lot of leakage and loss.

Inhibitor-kjemikalier av forskjellige typer anvendes ikke bare i rørledning-transport og prosessområder, men også i utstrakt grad under boring og i brønner. Inhibitor chemicals of various types are used not only in pipeline transport and process areas, but also extensively during drilling and in wells.

Delvis p.g.a. de store mengder og de høye omkostninger som det er tale om ved anvendelse av tradisjonelle inhibitorer som MeOH, har det over det siste tiår vært forsket mye for å finne kjemikalier som kan være effektive til å bekjempe hydrater ved langt lavere konsentrasjoner. Partly due to the large quantities and the high costs involved in the use of traditional inhibitors such as MeOH, over the last decade much research has been done to find chemicals that can be effective in combating hydrates at much lower concentrations.

Mange oljeselskaper og forskningsinstitutter har bidratt til denne forskning, og for tiden er resultatene delt i tre hovedkategorier: kinetiske inhibitorer, dispergeringsmidler og modifiseringsmidler. Kinetiske inhibitorer har en affinitet for krystalloverflaten og kan således anvendes for å hindre hydratkrystall-vekst. Many oil companies and research institutes have contributed to this research, and currently the results are divided into three main categories: kinetic inhibitors, dispersants and modifiers. Kinetic inhibitors have an affinity for the crystal surface and can thus be used to prevent hydrate crystal growth.

Dispergeringsmidler virker som emulgeringsmidler som dispergerer vann som små dråper i hydrokarbon-væskefasen. Dette begrenser mulighetene for hydratpartikler til å vokse seg store eller til å klumpe seg sammen. Modifiseringsmidlene er til en viss grad en kombinasjon av de to andre metoder, idet de binder seg til krystalloverflaten, samtidig som de virker som dispergeringsmidler i den flytende hydrokarbonfase. Disse metoder har vært delvis vellykket, selv om det er praktiske ulemper ved de fleste av dem. Det mest betydelige problem synes imidlertid å være at alle de beste kjemikalie-tilsetningsstoffer hittil har medført betydelige negative miljøvirkninger og at ingen løsning på dette problem synes forestående, i det minste i den tilgjengelige litteratur. Dispersants act as emulsifiers that disperse water as small droplets in the hydrocarbon liquid phase. This limits the opportunities for hydrate particles to grow large or to clump together. The modifiers are to some extent a combination of the other two methods, as they bind to the crystal surface, while at the same time acting as dispersants in the liquid hydrocarbon phase. These methods have been partially successful, although there are practical drawbacks to most of them. The most significant problem, however, seems to be that all the best chemical additives to date have caused significant negative environmental effects and that no solution to this problem seems imminent, at least in the available literature.

Det er en gryende forståelse innen olje- og gassindustrien for at hydratpartikler i en strømningssituasjon ikke nødvendigvis er et problem i seg selv. Hvis partiklene ikke avsettes på vegger eller utstyr og ikke har en stor innvirkning på strømningsegenskapene (dvs. deres konsentrasjon ikke er for stor), vil de ganske enkelt strømme med resten av fluidene uten å skape en problematisk situasjon. Utfordringen vil derfor være å bringe denne situasjonen under kontroll og sikre at hydratdannelse ikke finner sted vilkårlig gjennom strømningssystemet. There is an emerging understanding within the oil and gas industry that hydrate particles in a flow situation are not necessarily a problem in themselves. If the particles are not deposited on walls or equipment and do not have a major impact on the flow characteristics (ie their concentration is not too great), they will simply flow with the rest of the fluids without creating a problematic situation. The challenge will therefore be to bring this situation under control and ensure that hydrate formation does not take place arbitrarily through the flow system.

Et annet trekk som absolutt vil påvirkes av foreliggende oppfinnelse, er korrosjon i undersjøiske rørledninger. Store pengesummer og store ressurser med hensyn til materiale og tid er involvert i beskyttelse av rørledninger mot korrosjon, for eksempel ved konservativ design (veggtykkelse i rørledningen, stålkvalitet) og ved anvendelse av korrosjonsinhibitorer. Selv om de ikke nødvendigvis anvendes i samme mengder pr. rørledning som hydrat-inhibitorene, vil den totale mengde av kjemikalier (noen ganger med meget skadelig virkning på miljøet) være store, ettersom de anvendes i så stort antall rørledninger. Mye av denne korrosjon er knyttet til fritt vann, og de vellykkede resultater ifølge foreliggende oppfinnelse vil kunne redusere dette problem betydelig. Another feature that will certainly be affected by the present invention is corrosion in submarine pipelines. Large sums of money and large resources in terms of material and time are involved in the protection of pipelines against corrosion, for example by conservative design (pipeline wall thickness, steel quality) and by the use of corrosion inhibitors. Although they are not necessarily used in the same quantities per pipeline as the hydrate inhibitors, the total amount of chemicals (sometimes with very harmful effects on the environment) will be large, as they are used in such a large number of pipelines. Much of this corrosion is linked to free water, and the successful results according to the present invention will be able to significantly reduce this problem.

Denne oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for transport av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann gjennom et behandlings- og transportsystem, innbefattet en rørledning. I henhold til oppfinnelsen føres strømmen av fluide hydrokarboner inn i en reaktor hvor den blandes med partikler av gasshydrater som også innføres i nevnte reaktor, og den utgående strøm av hydrokarboner fra reaktoren avkjøles i en varmeveksler for å sikre at alt tilstedeværende vann er i form av gasshydrater, strømmen behandles deretter i en separator for å bli separert i en første strøm og en annen strøm, den første strøm med et innhold av gasshydrater resirkuleres til reaktoren for å tilveiebringe de gasshydrat-partikler som er nevnt ovenfor, og den annen strøm føres til en rørledning for å bli transportert til sitt bestemmelsessted. This invention provides a method for transporting a stream of fluid hydrocarbons containing water through a treatment and transportation system, including a pipeline. According to the invention, the stream of fluid hydrocarbons is introduced into a reactor where it is mixed with particles of gas hydrates which are also introduced into said reactor, and the outgoing stream of hydrocarbons from the reactor is cooled in a heat exchanger to ensure that all water present is in the form of gas hydrates, the stream is then treated in a separator to be separated into a first stream and a second stream, the first stream containing gas hydrates is recycled to the reactor to provide the gas hydrate particles mentioned above, and the second stream is fed to a pipeline to be transported to its destination.

Den nevnte strøm av fluide hydrokarboner vil normalt komme fra et borehull og vil være forholdsvis varm og vil være under trykk. Det foretrekkes vanligvis å avkjøle strømmen av fluide hydrokarboner i en første varmeveklser før strømmen innføres i den ovennevnte reaktor. The aforementioned stream of fluid hydrocarbons will normally come from a borehole and will be relatively hot and will be under pressure. It is usually preferred to cool the stream of fluid hydrocarbons in a first heat exchanger before introducing the stream into the above-mentioned reactor.

I noen tilfeller er det ønskelig å tilsette visse kjemikalier til strømmen i oppstrøm i forhold tii reaktoren. In some cases, it is desirable to add certain chemicals to the stream upstream of the reactor.

Før strømmen går inn i reaktoren kan den hensiktsmessig underkastes en blandingsoperasjon for å fordele det tilstedeværende vann som dråper i den fluide hydrokarbonfase. Before the stream enters the reactor, it can suitably be subjected to a mixing operation to distribute the water present as droplets in the fluid hydrocarbon phase.

Den annen strøm fra separatoren kan blandes med våt gass i et blandingskar før strømmen føres til rørledningen for videre transport. The other flow from the separator can be mixed with wet gas in a mixing vessel before the flow is fed to the pipeline for further transport.

Fremgangsmåten er særlig egnet i de tilfeller hvor transport finner sted ved forholdsvis lav temperatur, både på land i et kjølig klima og på sjøbunnen. The procedure is particularly suitable in cases where transport takes place at a relatively low temperature, both on land in a cool climate and on the seabed.

Når omgivelsene er forholdsvis kjølige, kan én eller flere av de anvendte varmevekslere være et uisolert rør. Når omgivelsestemperaturen er tilstrekkelig lav, vil dette gi tilstrekkelig avkjøling uten noe annet kjølemedium. When the surroundings are relatively cool, one or more of the heat exchangers used can be an uninsulated pipe. When the ambient temperature is sufficiently low, this will provide sufficient cooling without any other cooling medium.

Oppfinnelsen tilveiebringer også et system for behandling og transport av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann. Systemet inneholder de følgende elementer angitt i strømningsretningen og forbundet med hverandre slik at hydrokarbonene kan passere gjennom hele systemet (tallene i parentes henviser til figurene som bare tjener som illustrasjon): The invention also provides a system for treating and transporting a stream of fluid hydrocarbons containing water. The system contains the following elements indicated in the direction of flow and connected to each other so that the hydrocarbons can pass through the entire system (numbers in parentheses refer to the figures that serve only as an illustration):

forbindelse til en hydrokarbonkilde (1), connection to a hydrocarbon source (1),

en første varmeveksler (4), a first heat exchanger (4),

en reaktor (6), a reactor (6),

en annen varmeveksler (7), another heat exchanger (7),

en separator (8), og a separator (8), and

en rørledning (13); a pipeline (13);

og dessuten en ledning (9) som fører fra separatoren (8) til reaktoren (6) og er utstyrt med en pumpe (10) tilpasset til å resirkulere materiale fra separatoren (8) tilbake til reaktoren (6). Denne pumpe kan være en hvilken som helst type pumpe, men den kan hensiktsmessig være av en type som knuser hydratpartiklene til flere og mindre partikler med større total krystalloverflate. and furthermore a line (9) leading from the separator (8) to the reactor (6) and equipped with a pump (10) adapted to recycle material from the separator (8) back to the reactor (6). This pump can be any type of pump, but it can conveniently be of a type that breaks the hydrate particles into more and smaller particles with a larger total crystal surface area.

Innsiden av systemet, særlig reaktorens innside kan belegges med et vannavstøtende materiale. Rørledninger kan hensiktsmessig også være forsynt med et slikt belegningsmateriale. The inside of the system, especially the inside of the reactor, can be coated with a water-repellent material. Pipelines can suitably also be provided with such a coating material.

Systemet omfatter fortrinnsvis en blander eller en strupeventil (5) oppstrøms til reaktoren (6). The system preferably comprises a mixer or a throttle valve (5) upstream of the reactor (6).

I mange tilfeller er det hensiktsmessig å tilsette forskjellige kjemikalier til hydrokarbonstrømmen, særlig ved oppstarting og når det gjøres endringer i driften. Systemet inneholder således anordning for tilsetning av kjemikalier til strømmen for dette formål. In many cases, it is appropriate to add different chemicals to the hydrocarbon stream, particularly at start-up and when changes are made to the operation. The system thus contains a device for adding chemicals to the stream for this purpose.

I det følgende vil fremgangsmåten og systemet bli beskrevet mer i detalj, igjen med henvisning til figurene. In the following, the method and system will be described in more detail, again with reference to the figures.

I en første utførelsesform (fig. 1) blandes varm olje/kondensat/hydrat-dannende komponenter og vann under trykk (1) med hvilke som heist ønskede kjemikalier (2) i en blandingsinnretning (3). Hvis mye vann opprinnelig er tilstede, fraskilles fortrinnsvis noe av vannet før nevnte komponenter og vann blandes med kjemikalier. De kjemikalier det er tale om, kan være nukleasjonsdannere for hydrat, emulsjonsbrytere/-dannere, voksinhibitorer eller en hvilken som helst type kjemikalier som anvendes for transpotr/lagring av nevnte fluid. De anvendte kjemikalier bør være akseptable for miljøet og bør generelt bare anvendes under oppstart. I ethvert tilfelle vil forbruket av kjemikalier være mye lavere under kontinuerlig drift enn ved bruk av tidligere transport-/lagirngssystemer, og kjemikaliene kan også utelates fullstendig. In a first embodiment (fig. 1), hot oil/condensate/hydrate-forming components and water under pressure (1) are mixed with the desired chemicals (2) in a mixing device (3). If a lot of water is initially present, some of the water is preferably separated before said components and water are mixed with chemicals. The chemicals in question can be nucleation formers for hydrate, emulsion breakers/formers, wax inhibitors or any type of chemicals used for transport/storage of said fluid. The chemicals used should be acceptable for the environment and should generally only be used during start-up. In any case, the consumption of chemicals will be much lower during continuous operation than when using previous transport/storage systems, and the chemicals can also be completely omitted.

Fluidet fra blanderen (3) kan avkjøles til en temperatur like over hydratlikevektskurven for fluidet (smeltekurven for hydrat) i en varmeveksler (4). På havbunnen kan denne varmeveksler være et uisolert rør, eller den kan være en hvilken som helst type kjøler. The fluid from the mixer (3) can be cooled to a temperature just above the hydrate equilibrium curve for the fluid (the melting curve for hydrate) in a heat exchanger (4). On the seabed, this heat exchanger can be an uninsulated pipe, or it can be any type of cooler.

Fluidet fra varmeveksleren (4) føres til en blander (5) som kan være en hvilken som helst type blander. Blandingen fordeler vannet i de fluide The fluid from the heat exchanger (4) is fed to a mixer (5) which can be any type of mixer. The mixture distributes the water in the fluids

hydrokarboner som dråper. Det skal legges merke til at blanderen ikke er absolutt nødvendig. Spørsmålet om hvorvidt en blandingsoperasjon er nødvendig, vil være avhengig av fluidets egenskaper, dvs. fluidets evne til å fordele vannet som dråper i fluidet uten annen innvirkning enn den turbulens som finner sted når fluidet strømmer gjennom et rør. hydrocarbons as droplets. It should be noted that the mixer is not absolutely necessary. The question of whether a mixing operation is necessary will depend on the fluid's properties, i.e. the fluid's ability to distribute the water as drops in the fluid without any other impact than the turbulence that takes place when the fluid flows through a pipe.

Fluidet fra blanderen (5) føres inn i en reaktor (6), hvor det blandes med kaldt (temperatur under smeltetemperaturen for gasshydrat) fluid fra en separator (8) (se nedenfor). Det kalde fluid fra separatoren (8) inneholder små partikler av tørt hydrat. The fluid from the mixer (5) is fed into a reactor (6), where it is mixed with cold (temperature below the melting temperature for gas hydrate) fluid from a separator (8) (see below). The cold fluid from the separator (8) contains small particles of dry hydrate.

Det vann som er tilstede i væsken fra blanderen (5) vil fukte tørt hydrat fra separatoren (8) i reaktoren (6). I reaktoren (6) vil vannet som fukter det tørre hydrat, umiddelbart bli omdannet til hydrat. Nytt hydrat som dannes, vil således øke størrelsen av hydratpartiklene fra separatoren (8) og også danne nye små hydratpartikler når større hydratpartikler brytes opp. Nytt hydratkim kan også dannes ellers i reaktoren (6). The water present in the liquid from the mixer (5) will moisten dry hydrate from the separator (8) in the reactor (6). In the reactor (6), the water that moistens the dry hydrate will immediately be converted into hydrate. New hydrate that is formed will thus increase the size of the hydrate particles from the separator (8) and also form new small hydrate particles when larger hydrate particles are broken up. New hydrate seed can also be formed elsewhere in the reactor (6).

Underkjøiing (den virkelige temperatur er lavere enn Subcooling (the actual temperature is lower than

hydratlikevekttemperaturen) av fluidet er nødvendig for å danne hydrater. Den nødvendige grad av underkjøiing for dannelse av hydrat i reaktoren (6) oppnås ved å tilsette tilstrekkelig kaldt fluid fra separatoren (8). Kjøling kan også komme fra reaktorveggene i reaktoren (6) eller fra separate kjøleribber i reaktoren. Uønsket groing eller dannelse av avleiringer i reaktoren (6) kan unngås ved å belegge alle overflater med et vannavstøtende belegg. the hydrate equilibrium temperature) of the fluid is required to form hydrates. The required degree of subcooling for the formation of hydrate in the reactor (6) is achieved by adding sufficient cold fluid from the separator (8). Cooling can also come from the reactor walls in the reactor (6) or from separate cooling fins in the reactor. Unwanted growth or formation of deposits in the reactor (6) can be avoided by coating all surfaces with a water-repellent coating.

Fra reaktoren (6) nedkjøles fluidet i en annen varmeveksler (7). På havbunnen kan denne kjøler være et uisolert rør. Varmeveksleren (7) kan også være en hvilken som helst type kjøler som også kan være integrert som en del av reaktoren (6). From the reactor (6), the fluid is cooled in another heat exchanger (7). On the seabed, this cooler can be an uninsulated pipe. The heat exchanger (7) can also be any type of cooler which can also be integrated as part of the reactor (6).

I separatoren (8) vil noe av den totale mengde hydratpartikler og overskudd av fluid skilles fra resten og føres ut til en rørledning (13) eller først gjennom en blandingsanordning (12) for å bli blandet med våt gass (11) før innføring i rørledningen (13). In the separator (8), some of the total amount of hydrate particles and excess fluid will be separated from the rest and led out to a pipeline (13) or first through a mixing device (12) to be mixed with wet gas (11) before introduction into the pipeline (13).

Gjenværende mengder av den totale mengde av hydratpartikler og rest-fluidum fra separatoren (8) resirkuleres gjennom en ledning (9) ved hjelp av en pumpe (10) tilbake til reaktoren (6). Separatoren (8) kan være en hvilken som helst type separator. Tilsvarende kan pumpen (10) være en pumpe av hvilken som helst type, men det er viktig at den kan håndtere hydratpartiklene. Den kan hensiktsmessig være av en type som knuser hydratpartiklene til flere og mindre partikler med en større total krystalloverflate. En ytterligere kjøler kan settes inn i ledningen (9) enten foran eller bak pumpen (10). Remaining amounts of the total amount of hydrate particles and residual fluid from the separator (8) are recycled through a line (9) by means of a pump (10) back to the reactor (6). The separator (8) can be any type of separator. Similarly, the pump (10) can be a pump of any type, but it is important that it can handle the hydrate particles. It can suitably be of a type that breaks the hydrate particles into more and smaller particles with a larger total crystal surface. An additional cooler can be inserted into the line (9) either in front of or behind the pump (10).

Våt gass (11) under trykk kan blandes med strømmen av fluid fra separatoren (8) i en blandingsanordning (12). Fritt vann i den våte gass absorberes av det tørre hydrat fra separatoren (8) i en blandingsanordning (12). I blandingsanordningén (12) vil vannet som fukter det tørre hydrat, lett omdannes til hydrat. Det nye hydrat som dannes, vil derved øke størrelsen på hydratpartiklene fra separatoren (8) og kan også danne nye små hydratpartikler når større hydratpartikler brytes opp. Nytt hydratkim kan også dannes ellers i blandingsanordningén (12). Ved utløpet av blandingsanordningén (12) som er forbundet med rørledningen (13), vil alt fritt vann være omdannet til hydrat. Wet gas (11) under pressure can be mixed with the flow of fluid from the separator (8) in a mixing device (12). Free water in the wet gas is absorbed by the dry hydrate from the separator (8) in a mixing device (12). In the mixing device (12), the water that moistens the dry hydrate will easily be converted into hydrate. The new hydrate that is formed will thereby increase the size of the hydrate particles from the separator (8) and can also form new small hydrate particles when larger hydrate particles are broken up. New hydrate seed can also be formed elsewhere in the mixing device (12). At the outlet of the mixing device (12) which is connected to the pipeline (13), all free water will be converted into hydrate.

Ved rørledningens begynnelse, enten under vannet ved en brønnhode-ramme, eller om bord på en minimum prosesseringsplattform, vil man vente at vannfraskillelsen er tilstrekkelig effektiv slik at etter avkjøling og kondensasjon vil det ikke være mer enn 5-10 volum-% vann igjen i fluidstrømmen. At the beginning of the pipeline, either underwater at a wellhead frame, or on board a minimum processing platform, one would expect that the water separation is sufficiently effective so that after cooling and condensation there will not be more than 5-10 volume-% water left in the fluid flow.

Etter dette separeringstrinn avkjøles fluidene raskt mot hydrat-stabilitetstemperaturer i blottlagte (uisolerte) rør av den nødvendige lengde. Fasene blandes også, for å oppnå et stort overflateareal på grenseflatene. Små mengder kjemikalier kan være nødvendig på dette trinn, for eksempel i forbindelse med en oppstart-situasjon. En blander vil fordele vannet som dråper. Ved den påfølgende innføring i hydratreaktordelen av systemet, innblandes hydratpartikler og en kald fluidstrøm fra en nedstrøms separator. Fukting av hydratpartiklene med vann vil finne sted, og hydratveksten vil derfor hovedsakelig være fra eksisterende partikler og utover. Hydratdannelsesprosessen fremmes således ved tilsetning av kaldt fluid (innenfor området med stabil hydrat-trykk-temperatur), og - aller viktigst - de allerede tilstedeværende hydratpartikler. Ytterligere avkjøling finner sted gjennom reaktoren. After this separation step, the fluids are cooled rapidly towards hydrate stability temperatures in exposed (non-insulated) pipes of the required length. The phases are also mixed, to achieve a large surface area at the interfaces. Small amounts of chemicals may be required at this stage, for example in connection with a start-up situation. A mixer will distribute the water as drops. During the subsequent introduction into the hydrate reactor part of the system, hydrate particles and a cold fluid stream from a downstream separator are mixed. Wetting of the hydrate particles with water will take place, and hydrate growth will therefore mainly be from existing particles outwards. The hydrate formation process is thus promoted by the addition of cold fluid (within the range of stable hydrate-pressure-temperature), and - most importantly - the already present hydrate particles. Further cooling takes place through the reactor.

I henhold til en annen utførelsesform (se fig. 2) er det fluide hydrokarbon fortrinnsvis våt hydrokarbongass. Fremgangsmåten ifølge denne utførelsesform er særlig egnet på sjøbunnen. According to another embodiment (see Fig. 2), the fluid hydrocarbon is preferably wet hydrocarbon gas. The method according to this embodiment is particularly suitable on the seabed.

I stor utstrekning vil den diskusjon som er gitt ovenfor vedrørende den første utførelsesform, også gjelde for denne annen utførelsesform. I det følgende vil spesielt de trekk som er mer eller mindre forskjellig, bli omtalt. To a large extent, the discussion given above regarding the first embodiment will also apply to this second embodiment. In the following, the features that are more or less different will be discussed in particular.

Varm hydrokarbongass (1) undertrykk blandes med eventuelle ønskede kjemikalier (2) i en blandingsanordning (3). Kjemikalier kan også settes til systemet i reaktoren (6). Hot hydrocarbon gas (1) under negative pressure is mixed with any desired chemicals (2) in a mixing device (3). Chemicals can also be added to the system in the reactor (6).

Strømmen fra blanderen (3) kan avkjøles til en temperatur like over hydratlikevektskurven for strømmen (smeltekurven for hydrat) i en varmeveksler (4) og/eller gjennom en strupeventil (5) som kan være en del av reaktoren (6). På havbunnen kan denne varmeveksler være et uisolert rør, eller den kan være en hvilken som helst type kjøler. The flow from the mixer (3) can be cooled to a temperature just above the hydrate equilibrium curve for the flow (melting curve for hydrate) in a heat exchanger (4) and/or through a throttle valve (5) which can be part of the reactor (6). On the seabed, this heat exchanger can be an uninsulated pipe, or it can be any type of cooler.

Strømmen fra strupeventilen (5) føres til reaktoren (6) hvor den blandes med kaldt (temperatur under smeltetemperaturen for gasshydratet) fluid fra en annen separator (8) (se nedenfor). Dette kalde fluidet fra separatoren (8) inneholder små partikler av tørre hydrater. The flow from the throttle valve (5) is led to the reactor (6) where it is mixed with cold (temperature below the melting temperature of the gas hydrate) fluid from another separator (8) (see below). This cold fluid from the separator (8) contains small particles of dry hydrates.

Fritt vann og vann som kondenserer fra hydrokarbongass i strømmen fra strupeventilen (5), vil fukte tørt hydrat fra separatoren (8) i reaktoren (6). I reaktoren (6) vil vannet som fukter det tørre hydrat, umiddelbart bli omdannet til hydrat. Nytt hydrat som dannes, vil således øke størrelsen på hydratpartiklene fra separatoren (8) og også danne nye små hydratpartikler når større hydratpartikler brytes opp. Nytt hydratkim kan også dannes ellers i reaktoren (6). Free water and water that condenses from hydrocarbon gas in the flow from the throttle valve (5) will moisten dry hydrate from the separator (8) in the reactor (6). In the reactor (6), the water that moistens the dry hydrate will immediately be converted into hydrate. New hydrate that is formed will thus increase the size of the hydrate particles from the separator (8) and also form new small hydrate particles when larger hydrate particles are broken up. New hydrate seed can also be formed elsewhere in the reactor (6).

I en første separator (14) separeres hydrokarbongassen fra strømmen og føres ut til en rørledning (15). Separatoren (14) kan være en hvilken som helst type separator. In a first separator (14), the hydrocarbon gas is separated from the stream and led out to a pipeline (15). The separator (14) can be any type of separator.

Resten av strømmen føres til den annen separator (8) hvor noe av den totale mengde hydratpartikler og overskudd av fluid fraskilles fra resten og føres ut til en rørledning (13). The rest of the flow is led to the second separator (8) where some of the total amount of hydrate particles and excess fluid is separated from the rest and led out to a pipeline (13).

Gjenværende mengder av den totale mengde av hydratpartikler og rest-fluid fra separatoren (8) resirkuleres gjennom en ledning (9) ved hjelp av en pumpe (10) tilbake til reaktoren (6). Separatoren (8) kan være en hvilken som helst type separator. Tilsvarende kan pumpen (10) være en hvilken som helst type pumpe, men det er viktig at den kan håndtere hydratpartikler. Remaining amounts of the total amount of hydrate particles and residual fluid from the separator (8) are recycled through a line (9) by means of a pump (10) back to the reactor (6). The separator (8) can be any type of separator. Similarly, the pump (10) can be any type of pump, but it is important that it can handle hydrate particles.

Ytterligere avkjølt kondensat under trykk kan tilsettes (16) til den resirkulerte strøm for å fortynne hydratpartikkel-konsentrasjonen og for å virke som et kjølemedium. Tilsetningen kan skje på et hvilket som helst punkt mellom varmeveksleren (7) og reaktoren (6). Additional cooled condensate under pressure may be added (16) to the recycled stream to dilute the hydrate particle concentration and to act as a coolant. The addition can take place at any point between the heat exchanger (7) and the reactor (6).

Varm hydrokarbongass, enten under vannet eller ved en brønnhode-ramme, eller fra en minimum prosesseringsplattform, kan ventes å være mettet med vanndamp ved begynnelsen av rørledningen. Hot hydrocarbon gas, either underwater or at a wellhead frame, or from a minimum processing platform, can be expected to be saturated with water vapor at the start of the pipeline.

Etter brønnhode-rammen eller plattformen avkjøles strømmen raskt mot hydrat-stabilitetstemperatur i blottlagte (uisolerte) rør av den nødvendige lengde eller gjennom en strupeventil. Små mengder kjemikalier kan tilsettes på dette trinn, for eksempel i forbindelse med en oppstart-situasjon. Ved innføring i hydratreaktor-delen av systemet innblandes hydratpartikler og kald fluidstrøm fra en nedstrøms separator. Vanndamp fra hydrokarbongassfasen vil kondensere, og vann-fukting av hydratpartiklene finner sted. Fra dette trinn vil hydratveksten derfor hovedsakelig finne sted fra eksisterende partikler. Hydratdannelsesprosessen fremmes således ved tilsetning av kaldt fluid (innenfor det stabile hydrat-trykk-temperatur-området), og - mest viktig - de allerede tilstedeværende hydratpartikler. Videre avkjøling finner sted gjennom reaktoren. Hydrokarbon-fluid kondensert fra den avkjølte hydrokarbongass settes til fluidet i reaktoren. After the wellhead frame or platform, the stream is rapidly cooled towards hydrate stability temperature in exposed (uninsulated) pipes of the required length or through a choke valve. Small amounts of chemicals can be added at this stage, for example in connection with a start-up situation. When introduced into the hydrate reactor part of the system, hydrate particles and cold fluid flow from a downstream separator are mixed. Water vapor from the hydrocarbon gas phase will condense, and water wetting of the hydrate particles takes place. From this stage, hydrate growth will therefore mainly take place from existing particles. The hydrate formation process is thus promoted by the addition of cold fluid (within the stable hydrate-pressure-temperature range), and - most importantly - the already present hydrate particles. Further cooling takes place through the reactor. Hydrocarbon fluid condensed from the cooled hydrocarbon gas is added to the fluid in the reactor.

En ytterligere generell redegjørelse vedrørende foreliggende oppfinnelse er gitt i det følgende. A further general explanation regarding the present invention is given below.

Fritt vann i hovedrørledningen vil ha en tendens til å virke som "bindemiddel" mellom hydrat og rørveggene. Hydratreaktorens indre overflate kan behandles slik at den blir ikke-fuktende overfor vann. Free water in the main pipeline will tend to act as a "binder" between the hydrate and the pipe walls. The inner surface of the hydrate reactor can be treated so that it becomes non-wetting towards water.

Alt vannet i strømmen vil være omdannet til tørre hydratpartikler på det tidspunkt den når enden av hydratreaktoren. Før strømmen når nedstrømsseparatoren avkjøles den til nær omgivelsestemperatur i blottlagte (uisolerte) rør av nødvendig lengde. I separatoren vil noen av de kalde hydrokarbon-fluider og tørre hydratpartikler bli tatt ut, og reinjiseres ved reaktor-innløpet som beskrevet ovenfor. All the water in the stream will have been converted into dry hydrate particles by the time it reaches the end of the hydrate reactor. Before the stream reaches the downstream separator, it is cooled to near ambient temperature in exposed (uninsulated) pipes of the required length. In the separator, some of the cold hydrocarbon fluids and dry hydrate particles will be taken out, and reinjected at the reactor inlet as described above.

Hvis injeksjonen av våt gass (fra det første separereringstrinn) er ønskelig, kan det finne sted etter separerings-/resirkuleringspunktet (8), inn i strømmen med fullstendig omdannede hydrater. Disse fluider kan deretter strømme gjennom en lignende hydratreaktor for å oppnå full omdannelse før hovedrørledningen. Imidlertid anses ingen separering og resirkulering som nødvendig for dette trinn. If the injection of wet gas (from the first separation stage) is desired, it can take place after the separation/recirculation point (8), into the stream of fully converted hydrates. These fluids can then flow through a similar hydrate reactor to achieve full conversion before the main pipeline. However, no separation and recycling is considered necessary for this step.

Hovedrørledningen starter umiddelbart etter separatoren eller våtgass-hydrat-reaktoren. The main pipeline starts immediately after the separator or wet gas-hydrate reactor.

Når vannet er i hydratform, og hydratpartiklene er tørre (intet overskudd av vann) er det vist eksperimentelt i strøm-løkker med både modellsystemer og med virkelige felt-fluider og trykk og temperatur, at det resulterende hydratpulver lett transporteres med væskestrømmen. Disse undersøkelser viste også at partikler ikke vil klumpe seg sammen eller avsettes på rørvegger eller utstyr - selv ikke i tilfeller med lang tids avstengning. Dette spesielle fenomen er undersøkt av oppfinnerne i flere år. Det er også en stor fordel ved foreliggende oppfinnelse at fravær av fritt vann vil redusere risikoen for korrosjon i rørledninger og andre installasjoner. When the water is in hydrate form, and the hydrate particles are dry (no excess water), it has been shown experimentally in flow loops with both model systems and with real field fluids and pressure and temperature, that the resulting hydrate powder is easily transported with the liquid flow. These investigations also showed that particles will not clump together or deposit on pipe walls or equipment - even in cases of long-term shutdown. This particular phenomenon has been investigated by the inventors for several years. It is also a great advantage of the present invention that the absence of free water will reduce the risk of corrosion in pipelines and other installations.

Hydratpulveret vil ikke smelte tilbake for å frigjøre vannet og naturgass før temperaturen stiger eller trykket blir for lavt - hvilket i realiteten vil skje ved enden av transportrøret hvor prosessen ikke vil være problematisk. Pulveret kan skilles mekanisk fra den flytende fase ved hjelp av en sikt (i motsetning til dispergeringsmiddel-fremkalte emulsjoner som ofte er vanskelige å bryte). En annen metode ville være å smelte hydratene i en separator hvor oppholdstiden er tilstrekkelig lang til at vann vil kunne skilles fra hydrokarbon-væskene. Avhengig av fluidsystemet, kan partikkeltettheten også avvike tilstrekkelig fra hoved-væsken slik at partiklene lett kan fraskilles. The hydrate powder will not melt back to release the water and natural gas until the temperature rises or the pressure becomes too low - which in reality will happen at the end of the transport pipe where the process will not be problematic. The powder can be mechanically separated from the liquid phase using a sieve (unlike dispersant-induced emulsions which are often difficult to break). Another method would be to melt the hydrates in a separator where the residence time is sufficiently long for water to be separated from the hydrocarbon liquids. Depending on the fluid system, the particle density can also deviate sufficiently from the main fluid so that the particles can be easily separated.

Foreliggende oppfinnelse antas å medføre betydelige positive miljøvirkninger. Utvikling av en sikker og effektiv måte til å transportere fritt vann i form av hydratpartikler vil i dramatisk grad redusere behovet for tilsetning av forskjellige kjemiske tilsetningsstoffer som anvendes i dag, både hydrat- og korrosjonsinhibitorer. Dette vil gjelde for alle deler av hydrokarbon-produksjonsprosessen, fra arbeidsbetingelser på produksjons- og prosessenheter til virkning på miljøet p.g.a. lekkasjer, utilsiktede utslipp og svikt i injeksjonssystemet. The present invention is believed to have significant positive environmental effects. Development of a safe and efficient way to transport free water in the form of hydrate particles will dramatically reduce the need for the addition of various chemical additives that are used today, both hydrate and corrosion inhibitors. This will apply to all parts of the hydrocarbon production process, from working conditions at production and process units to the impact on the environment due to leaks, accidental releases and failure of the injection system.

En sekundær, men ikke mindre viktig, miljøvirkning vil være forbedret sikkerhet ved rørledningsdrift: med minimalisering av hydrattilstopning og korrosjonsrisiko vil faren for røriedningsbrudd og utblåsninger i stor målestokk også bli redusert. Det skal også legges merke til at en rørledning i termisk likevekt med omgivelsene vil være sikrere med hensyn til smelting av hydrater i de omgivende sedimenter som kan fremkalle ustabiliteter (avsetning og ras). Dette forhold kommer i tillegg til det faktum at en kald fluidstrøm uten temperaturfremkalte forandringer i fluid-sammensetningen og -egenskapene fører til at hele rørledningen blir et mer veldefinert system å operere. Dette vil ikke medføre ytterligere problemer i seg selv, ettersom transport gjennom rørledning over enhver betydelig avstand til slutt vil nå omgivelsestemperatur også ved tradisjonelle transportløsninger. A secondary, but no less important, environmental impact will be improved safety in pipeline operation: by minimizing hydrate plugging and corrosion risk, the risk of pipeline ruptures and blowouts on a large scale will also be reduced. It should also be noted that a pipeline in thermal equilibrium with the surroundings will be safer with regard to the melting of hydrates in the surrounding sediments which can cause instabilities (deposition and landslides). This relationship is in addition to the fact that a cold fluid flow without temperature-induced changes in the fluid composition and properties leads to the entire pipeline becoming a more well-defined system to operate. This will not cause further problems in itself, as transport through a pipeline over any significant distance will eventually reach ambient temperature even with traditional transport solutions.

Den meget begrensede anvendelse av kjemikalier i henhold til foreliggende oppfinnelse har også den virkning at strømmen av fluide hydrokarboner er mer egnet for sin endelige bruk enn hva tilfellet er fra det som er kjent. Således kan for eksempel en frysevæske så som metanol måtte fjernes før hydrokarbonene anvendes ved forskjellige prosesser, så som for polymeriseirngsformål. En slik fjernelse er vanligvis meget kostbar. The very limited use of chemicals according to the present invention also has the effect that the flow of fluid hydrocarbons is more suitable for its final use than is the case from what is known. Thus, for example, a freezing liquid such as methanol may have to be removed before the hydrocarbons are used in various processes, such as for polymerization purposes. Such removal is usually very expensive.

Claims (18)

1. Fremgangsmåte for transport av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann gjennom et behandlings- og transportsystem som omfatter en rørledning, karakterisert ved at strømmen av fluide hydrokarboner innføres i en reaktor hvor den blandes med partikler av gasshydrater som også innføres i reaktoren, strømmen av hydrokarboner fra reaktoren avkjøles i en varmeveksler for å sikre at alt tilstedeværende vann er i form av gasshydrater, strømmen behandles deretter i en separator for å bli separert i en første strøm og en annen strøm, den første strømmen med et innhold av gasshydrat resirkuleres til reaktoren for å tilveiebringe gasshydrat-partiklene nevnt ovenfor, og den annen strøm føres til en rørledning for å bli transportert til sitt bestemmelsessted.1. Method for transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water through a treatment and transport system comprising a pipeline, characterized in that the flow of fluid hydrocarbons is introduced into a reactor where it is mixed with particles of gas hydrates which are also introduced into the reactor, the flow of hydrocarbons from the reactor are cooled in a heat exchanger to ensure that all water present is in the form of gas hydrates, the stream is then processed in a separator to be separated into a first stream and a second stream, the first stream with a gas hydrate content is recycled to the reactor to provide the gas hydrate particles mentioned above, and the other stream is fed to a pipeline to be transported to its destination. 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at strømmen av fluide hydrokarboner avkjøles i en første varmeveksler før den innføres i reaktoren.2. Method according to claim 1, characterized in that the flow of fluid hydrocarbons is cooled in a first heat exchanger before it is introduced into the reactor. 3. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1og2, karakterisert ved at ønskede kjemikalier tilsettes oppstrøms til reaktoren.3. Method according to one of claims 1 and 2, characterized in that desired chemicals are added upstream to the reactor. 4. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-3, karakterisert ved at strømmen av fluide hydrokarboner underkastes en blandingsoperasjon før innføring i reaktoren for å fordele tilstedeværende vann som dråper i den fluide hydrokarbonfase.4. Method according to one of claims 1-3, characterized in that the flow of fluid hydrocarbons is subjected to a mixing operation before introduction into the reactor in order to distribute the water present as droplets in the fluid hydrocarbon phase. 5. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-4, karakterisert ved at den annen strøm fra separatoren blandes med våtgass før den føres til rørledningen.5. Method according to one of claims 1-4, characterized in that the second stream from the separator is mixed with wet gas before it is led to the pipeline. 6. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-5, karakterisert ved at den utføres på sjøbunnen.6. Method according to one of claims 1-5, characterized in that it is carried out on the seabed. 7. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-6, karakterisert ved anvendelse av et uisolert rør som varmeveksler når omgivelsestemperaturen er tilstrekkelig lav.7. Method according to one of claims 1-6, characterized by the use of an uninsulated pipe as a heat exchanger when the ambient temperature is sufficiently low. 8. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-7, karakterisert ved at de fluide hydrokarboner er hydrokarbongass.8. Method according to one of claims 1-7, characterized in that the fluid hydrocarbons are hydrocarbon gas. 9. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-8, karakterisert ved at hydrokarbonstrømmen føres gjennom en strupeventil som er anordnet oppstrøms til reaktoren eller er en del av reaktoren.9. Method according to one of claims 1-8, characterized in that the hydrocarbon flow is led through a throttle valve which is arranged upstream of the reactor or is part of the reactor. 10. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-9, karakterisert ved at strømmen fra reaktoren føres gjennom en første separator for å bli separert i en hydrokarbongass-strøm og en strøm som deretter underkastes separering i en annen separator til nevnte første og annen strøm.10. Method according to one of claims 1-9, characterized in that the stream from the reactor is passed through a first separator to be separated into a hydrocarbon gas stream and a stream which is then subjected to separation in another separator into said first and second streams. 11. Fremgangsmåte ifølge krav 10, karakterisert ved at avkjølt kondensat Under trykk settes til den første strøm som resirkuleres til reaktoren.11. Method according to claim 10, characterized in that cooled condensate Under pressure is added to the first stream that is recycled to the reactor. 12. System for behandling og transport av en strøm av fluide hydrokarboner inneholdende vann, karakterisert ved at den omfatter de følgende elementer angitt i strømretningen og forbundet med hverandre: forbindelse til en hydrokarbonkilde (1), en første varmeveksler (4), en reaktor (6), en annen varmeveksler (7), en separator (8), og en rørledning (13); og i tillegg en ledning (9) som leder fra separatoren (8) til reaktoren (6) og er utstyrt med en pumpe (10) tilpasset til å resirkulere materiale fra separatoren (8) tilbake til reaktoren (6).12. System for treating and transporting a flow of fluid hydrocarbons containing water, characterized in that it comprises the following elements indicated in the flow direction and connected to each other: connection to a hydrocarbon source (1), a first heat exchanger (4), a reactor ( 6), another heat exchanger (7), a separator (8), and a pipeline (13); and in addition a line (9) which leads from the separator (8) to the reactor (6) and is equipped with a pump (10) adapted to recycle material from the separator (8) back to the reactor (6). 13. System ifølge krav 12, karakterisert ved at innsiden av reaktoren (6) er belagt med et vannavstøtende materiale.13. System according to claim 12, characterized in that the inside of the reactor (6) is coated with a water-repellent material. 14. System ifølge et av kravene 12 og 13, karakterisert ved at det omfatter en blander (5) mellom den første varmeveksler (4) og reaktoren (6).14. System according to one of claims 12 and 13, characterized in that it comprises a mixer (5) between the first heat exchanger (4) and the reactor (6). 15. System ifølge et av kravene 12-14, karakterisert ved at det omfatter en anordning (2) for tilsetning av kjemikalier til strømmen.15. System according to one of claims 12-14, characterized in that it comprises a device (2) for adding chemicals to the stream. 16. System ifølge et av kravene 12-15, karakterisert ved at det omfatter en anordning (12) mellom separatoren og rørledningen for å blande strømmen fra separatoren (8) med våtgass (11) før strømmen går inn i rørledningen (13).16. System according to one of claims 12-15, characterized in that it comprises a device (12) between the separator and the pipeline for mixing the flow from the separator (8) with wet gas (11) before the flow enters the pipeline (13). 17. System ifølge et av kravene 12-16, karakterisert ved at det omfatter en separator (14) mellom den annen varmeveksler (7) og separatoren (8) for å utvinne hydrokarbongass fra strømmen.17. System according to one of claims 12-16, characterized in that it comprises a separator (14) between the second heat exchanger (7) and the separator (8) to extract hydrocarbon gas from the stream. 18. System ifølge et av kravene 12-17, karakterisert ved at det omfatter en anordning (16) for tilsetning av avkjølt kondensat under trykk til ledningen (9) fra separatoren (8) til reaktoren (6).18. System according to one of claims 12-17, characterized in that it comprises a device (16) for adding cooled condensate under pressure to the line (9) from the separator (8) to the reactor (6).