EA005384B1 - Способ разделения текучей среды в скважине и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ разделения текучей среды в скважине и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
EA005384B1
EA005384B1 EA199900844A EA199900844A EA005384B1 EA 005384 B1 EA005384 B1 EA 005384B1 EA 199900844 A EA199900844 A EA 199900844A EA 199900844 A EA199900844 A EA 199900844A EA 005384 B1 EA005384 B1 EA 005384B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pipe
fluid
components
separator
water
Prior art date
Application number
EA199900844A
Other languages
English (en)
Other versions
EA199900844A1 (ru
Inventor
Терье Сентведт
Пер Эйвинн Грамме
Хьельке Кампс
Пер Магне Альмдаль
Original Assignee
Норск Хюдро Аса
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Priority claimed from NO971290A external-priority patent/NO971290D0/no
Application filed by Норск Хюдро Аса filed Critical Норск Хюдро Аса
Publication of EA199900844A1 publication Critical patent/EA199900844A1/ru
Publication of EA005384B1 publication Critical patent/EA005384B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • E21B43/385—Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
    • B01D17/0211—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with baffles
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
    • B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/04—Breaking emulsions
    • B01D17/045—Breaking emulsions with coalescers
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/30—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells
    • E21B43/305—Specific pattern of wells, e.g. optimising the spacing of wells comprising at least one inclined or horizontal well
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well

Landscapes

  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Removal Of Floating Material (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)

Abstract

Предложен способ разделения компонентов текучей среды, содержащей несколько текучих компонентов, в частности разделения текучей среды, добываемой из скважины, в сочетании с трубой для добычи углеводородов или воды, и устройство для его осуществления. Текучую среду подают в один конец большей частью горизонтальной трубы, имеющей длину, приспособленную для текущих условий потока, причем жидкость течет по трубе с такой скоростью, что она разделяется. В ходе разделения, компоненты текучей среды с низкой плотностью образуются в верхней части трубы и компоненты текучей среды с более высокой плотностью образуются в нижней части трубы. Компоненты текучей среды извлекают через отдельные выходные отверстия.

Description

Настоящее изобретение относится к способу разделения текучей среды, содержащей несколько текучих компонентов, в частности разделения текучей среды в скважине в сочетании с трубой для добычи углеводородов или воды, и устройству для его осуществления.
Ранее предлагалось, что текучие среды в вертикальных скважинах следует обрабатывать при помощи сепараторов. Такие сепараторы могут содержать полупроницаемые фильтры, которые проницаемы только для воды, как описано в патенте США № 4241787, или циклоны, как описано в патенте Норвегии № 172426.
Недостатком этих устройств является то, что они сравнительно сложны и их конструкция имеет много подвижных частей. Кроме того, указанные выше решения могли бы требовать значительного обслуживания или контроля при использовании в скважинах, имеющих высокое давление и высокую температуру. Другим фактором является то, что эти решения специально приспособлены для установки в вертикальных секциях скважин. Они могли бы также демонстрировать излишние потери давления и потреблять энергию.
Указанные выше недостатки могут быть устранены благодаря настоящему изобретению. Изобретение специально разработано для получения возможности разделять текучие среды в горизонтальных секциях скважин, что очень важно при добыче в горизонтальных формациях, где скважину формируют, например, при помощи горизонтального бурения.
Другими преимуществами, которых можно добиться, применяя настоящее изобретение в сочетании с длинными (горизонтальными) скважинами, в частности, являются следующие:
меньшая потеря давления благодаря уменьшенной транспортировке воды вместе с углеводородами;
упрощенное (и меньшее по размерам) оборудование для разделения далее по ходу подачи текучей среды;
количество воды с химическими веществами, сбрасываемой в море, может быть значительно уменьшено;
отсутствие отложения солей в добывающем оборудовании далее по ходу подачи текучей среды; сведение к минимуму проблемы гидратов;
сведение к минимуму проблем коррозии транспортирующих труб и обрабатывающего оборудования (может вести к выбору более дешевых материалов);
разделение нефти/воды в скважине может вести к упрощениям благодаря большим каплям, отсутствию поверхностно-активных веществ, высокой температуре и низкой вязкости;
хорошая производительность относительно потребления энергии и капиталовложений.
Далее изобретение будет описано на примерах и со ссылками на чертежи, где фиг. 1 изображает схему структуры потока нефти/воды;
фиг. 2 изображает разделение в скважинном сепараторе как функцию длины сепаратора, содержания (%) воды в добываемой нефти;
фиг. 3 изображает разделение в скважинном сепараторе как функцию длины сепаратора, содержания (в частях на миллион) нефти в добываемой воде;
фиг. 4 изображает скважину с добывающим оборудованием и сепаратором;
фиг. 5 изображает вариант выполнения сепаратора;
фиг. 6 изображает второй вариант выполнения сепаратора;
фиг. 7 изображает схему потока для сепаратора типа, показанного на фиг. 6;
фиг. 8а), Ь), с) изображают третий вариант выполнения сепаратора с разными структурами потока;
фиг. 9а), Ь), с) изображают четвертый вариант выполнения сепаратора.
Фиг. 1 изображает схему, показывающую поток в жидкости, содержащей нефтяной компонент и водный компонент, с соотношением скорости отдельных компонентов. Как показано на схеме, путем экспериментов было установлено, что существует возможность получения стратифицированного потока, если скорость потока компонентов лежит в пределах значения, составляющего менее 0,6 м/с.
Фиг. 2 изображает схему, демонстрирующую результаты, полученные в ходе экспериментов, проведенных на испытательном буровом оборудовании с использованием легкой сырой нефти из месторождения в Северном море. Текучая среда состояла исключительно из компонентов: нефти и воды. Дисперсный поток со скоростью Ут1Х 0,6 м/с был инициирован в испытательном оборудовании. Испытания проводились для выявления критерия, которому необходимо соответствовать для достижения желательной степени разделения. Другие параметры были следующими:
давление в системе 105 бар;
температура в системе 70°С;
вязкость нефти 1,02 мПа· 8;
плотность нефти 736 кг/м3.
Сепаратор, состоящий из горизонтальной трубы с внутренним диаметром Ό=0,78 м, был установлен в испытательное оборудование.
Ось Х на схеме представлена следующим параметром:
60,3·(Ό3/ρ)·Τ где Ό - внутренний диаметр трубы сепаратора (в метрах);
- 1 005384
О - суммарный объем потока жидкости в скважине (в м3/ч);
Ь - длина трубы сепаратора.
Указанные выше параметры включают суммарное время пребывания текучей среды в системе и фактор коррекции для варьирующей головки (дистанция осаждения) при постоянном времени пребывания текучей среды в зависимости от различных значений внутреннего диаметра трубы.
Ось Υ на схеме обозначает процентное количество воды в нефтяной фазе.
Схема на фиг. 3 выполнена на основе эксперимента, описанного выше. Ось Υ на это схеме обозначает количество нефти в водной фазе в частях на миллион, тогда как ось Х обозначает то же, что и на фиг. 2.
Следует отметить, что результаты, показанные на схемах на фиг. 2 и 3, основаны на экспериментах, выполненных с использованием конкретной добываемой текучей среды и, в целом, относятся только к этой добываемой текучей среде. Другие добываемые текучие среды могли бы иметь подобные характеристики разделения, однако, они должны быть определены при помощи подобных экспериментов. Поскольку добываемые текучие среды могут иметь различные характеристики стойкости эмульсии, они будут требовать более короткого или более долгого времени пребывания в сепараторе до достижения эквивалентного разделения.
На основании указанных выше экспериментов теперь можно разделять добываемую текучую среду в горизонтальных скважинах или скважинах с горизонтальными секциями достаточной длины. Когда добываемая текучая среда течет из пористой породы и проникает через перфорации в трубе в скважину, добываемая текучая среда будет принимать форму дисперсного потока. Далее по ходу потока в добывающей трубе, в частности в секциях, которые, по существу, горизонтальны, текучие компоненты могут принять форму стратифицированного потока, если скорость потока добываемой текучей среды достаточно низка и время пребывания в сепараторе достаточно продолжительно. Далее будут описаны практические решения для разделения такого потока, основанные на знании изложенного выше.
Фиг. 4 изображает дополнительное решение для добычи из формации 2. Труба помещена в горизонтальную секцию скважины в формации 2. Труба 1 содержит горизонтальную транспортирующую трубу или трубу 3 для разделения, в которой расположен сепаратор 6. Перед сепаратором по ходу потока труба 1 соединена с дренажными элементами или перфорациями 7, которые обеспечивают поступление внутрь добываемой текучей среды. Дальше сепаратора по ходу потока труба 1 содержит вертикальный стояк 4. Труба 1 может также соединяться с трубой 5 для нагнетания воды с нагнетательными отверстиями 8 для нагнетания отделенной воды в формацию.
Фиг. 5 изображает увеличенную и детализированную секцию дополнительного решения, показанного на фиг. 4. На ее переднем по ходу потока конце горизонтальная транспортирующая труба 3 присоединена к удлинительной трубе 10 с перфорациями 7 для дренирования формации 2. Добываемая текучая среда подается в удлинительную трубу 10 и течет в направлении сепаратора. Удлинительная труба может быть окружена обсадной трубой 11 таким образом, что кольцевое пространство 12 формируется между этими трубами. Кольцевое пространство закрыто в направлении сепаратора 6 при помощи уплотнения 13 и, если необходимо, зацементировано. Если необходимо, удлинительная труба 10 может быть заменена любым типом дополнительного решения с одной или более секций в пористой породе.
Сепаратор, как показано в этом примере, представляет собой трубчатый элемент или секцию трубы 14, которая имеет одно или более дренажных отверстий 15 в ее дальнем по ходу потока конце, допускающих вытекание воды из сепаратора 6. Дренажные отверстия, в основном, расположены в нижней части секции трубы
14. Трубчатый элемент может, преимущественно, окружаться обсадной трубой 11 так, что вода, которая вытекает из секции трубы 14 через отверстие или отверстия 15, будет накапливаться в кольцевом пространстве (16), сформированном между секцией трубы 14 и обсадной трубой 11. Если необходимо, дренажные отверстия 15 могут регулироваться при помощи одной или более подвижных муфт (17), которые могут закрывать или открывать отверстия. Муфты могут располагаться внутри трубы 15 или окружать ее, как показано на чертеже. Секция трубы 14 может, преимущественно, быть удлинением добывающей трубы 22.
Кольцевое пространство может быть закрыто уплотнением 26 с дальней по ходу потока стороны и соединено с трубой 5 для нагнетания воды для возвращения воды в формацию 2. Если необходимо, нагнетательная труба может соединяться с таким оборудованием, как клапан 30, насосы и т.д. (на чертеже не показаны), так, чтобы получить регулируемый возврат воды в пористую породу. Если необходимо, труба для нагнетания воды может соединяться посредством трубы 34 с оборудованием 31, таким как циклон, для дальнейшего разделения потока воды. Выделенная вода может затем подаваться назад в пористую породу по трубе 32 с нагнетательными отверстиями 35, тогда как воду, содержащую нефть, подают назад в добывающую трубу 22 по трубе 33.
В альтернативном варианте уплотнение 36 может содержать клапан 27, который может открываться и допускать подачу воды на поверхность по кольцевому пространству 16 между добывающей трубой и обсадной трубой. Если необходимо, лишь небольшой поток воды может подаваться на поверхность таким способом или с использованием отдельной трубы (на чертеже не показана) для взятия проб и измерения содержания нефти в воде.
На его дальнем по ходу потока конце сепаратор 6 содержит блокирующее средство 18, которое перекрывает поперечное сечение секции трубы 14, за исключением одного или более отверстий 19 в верхней час
- 2 005384 ти блокирующего средства. Отверстие или отверстия 19 допускают протекание нефти из сепаратора в добывающую трубу 22. Перед блокирующим средством расположен гамма-денсиметр 20, который содержит датчики, соединенные с блоком обработки сигналов (на чертеже не показан), который делает возможным определение уровня пограничного слоя (уровень в вертикальном направлении) между компонентами текучей среды. Этот тип многоуровневого гамма-излучения может использоваться как для определения уровня, так и измерения профиля концентрации. Кроме того, может быть определена граница фаз и определено содержание нефти в воде и воды в нефти. Этот тип системы регистрирования представляет технологию, которая известна специалисту в данной области техники, и, таким образом, она не будет здесь описана подробно.
В зависимости от чистоты воды, выделенной из добываемой текучей среды, пограничный слой 25 регулируют так, чтобы он был на достаточной высоте в трубе 14 для подачи, если необходимо, малого процентного содержания воды в добывающую трубу 22 вместе с нефтью. Регулирование пограничного слоя, включая достижение получения постоянного пограничного слоя в нужном месте в сепараторе, может выполняться путем регулирования выходных потоков из сепаратора. Это может достигаться, например, при помощи клапана 28, расположенного в добывающей трубе или в устье скважины (на чертеже не показано), который регулирует количество текучей среды, получаемой из добывающей трубы 22, и регулирования количества стекающей воды с использованием муфты или муфт 17 и/или клапана 30 в трубе 5 для нагнетания воды. Уровень пограничного слоя может, таким образом, повышаться или понижаться в секции трубы 14 при помощи эквивалентного регулирования количества разделенных текучих сред. Следует понимать, что это регулирование может выполняться с использованием блока обработки данных (на чертеже не показан), который обрабатывает сигналы, зарегистрированные гамма-денсиметром, в соответствии с установленным алгоритмом или программным обеспечением и посылает сигналы средствам допуска, соединенным с указанными выше клапанами для регулирования разделенных текучих сред. Это представляет технологию, которая известна специалистам в данной области техники, и, таким образом, не будет описана здесь подробно.
Другим способом регулирования вертикального уровня поверхности раздела 25 между компонентами текучей среды является измерение количества воды в нефти (ВвН) и потока нефти (О неф.). Эти количества измеряют дальше сепаратора, и измерения, преимущественно, могут производиться в непрерывной форме. Измерительное оборудование может располагаться дальше по ходу потока либо в скважине, либо на платформе, либо на поверхности. С использованием этой информации значение содержания воды в нефти может наноситься на график как функция потока нефти. Поскольку пограничный слой нефти/воды в сепараторе находится ниже, чем выходное отверстие для нефти, градиент воды в нефти относительно потока нефти будет низким. Если пограничный слой приближается к выходному отверстию для нефти, содержание воды в нефти будет резко возрастать при увеличении потока нефти. Эта информация может легко применяться для регулирования потока нефти таким образом, чтобы сепаратор пропускал лишь минимальное количество воды в выходное отверстие для нефти.
В альтернативном варианте содержание нефти в воде (НвВ) может регистрироваться и использоваться для регулирования уровня пограничного слоя. Эта регистрация может производиться на поверхности анализом малого вспомогательного потока воды, выделенной в сепараторе и поднятой на поверхность для анализа/измерения содержания нефти.
Если скорость потока добываемой текучей среды слишком велика до того, как она поступает в сепаратор, что может привести к тому, что условия для разделения не могут быть достигнуты, скорость может быть понижена несколькими путями. Скорость потока добываемой текучей среды перед сепаратором может быть уменьшена, например, уменьшением количества текучих сред, извлекаемых в устье скважины и нагнетательной трубе.
В альтернативном варианте, скорость добываемой текучей среды может регулироваться ограничением входящего потока через дренажные элементы или перфорации. Это может осуществляться, например, закрыванием перфораций полностью или частично при помощи одной или более подвижных муфт (23). Другим способом может быть установка одного или более препятствий в удлинительной трубе 10 или в другом пригодном месте до сепаратора. Препятствие(-я) будут способствовать ограничению скорости добываемой текучей среды до того, как она достигнет сепаратора. Такими препятствиями могут быть элементы, которые вставлены в трубу и уменьшают площадь сечения потока. Например, могут использоваться дискообразные препятствия (пробка с проходом для текучей среды).
Фиг. 6 относится к другому варианту выполнения сепаратора 106 и демонстрирует в деталях сечение сепаратора в дополнительной системе, показанной на фиг. 4. Как и в предшествующем варианте, горизонтальная транспортирующая труба 103 соединена ее передним по ходу потока концом с удлинительной трубой 110 с перфорациями 107 для дренирования формации 102. Добываемая текучая среда поступает в удлинительную трубу 110 и течет в направлении сепаратора 106. Удлинительная труба окружена обсадной трубой 111 таким образом, что между этими трубами формируется кольцевое пространство 112. Кольцевое пространство закрыто в направлении сепаратора 106 при помощи уплотнения 113 и, если необходимо, зацементировано. В этом варианте удлинительная труба закрыта на входном конце сепаратора. Удлинительная труба 110 может, если необходимо, заменяться любым типом дополнительного решения вдоль одной или более секций пористой породы.
- 3 005384
Сепаратор, как показано в этом варианте, представляет собой трубчатый элемент или секцию трубы, которая составляет расширение относительно площади сечения потока в удлинительной трубе 110. Секцией трубы, преимущественно, может быть обсадная труба 111. Если диаметр сепаратора увеличен, как показано в этом примере, длина сепаратора может быть уменьшена.
На выходном конце сепаратора расположена добывающая труба 122, которая окружена обсадной трубой 111. Кольцевое пространство 116, сформированное между этими трубами, закупорено уплотнением 118, которое имеет одно или более отверстий 119 в его нижней части, позволяющих протекать воде из сепаратора через уплотнение. Вода может следовать по кольцевому пространству между добывающей трубой 122 и обсадной трубой 111 как на поверхность, так и в трубу 105 для нагнетания воды. Нефть выводится из сепаратора при помощи добывающей трубы 122. Добывающая труба, преимущественно, может выступать внутрь сепаратора.
Следует понимать, что устройство для регулирования пограничного слоя между компонентами текучей среды и регулирования скорости добываемой текучей среды, описанное в связи с фиг. 5, конечно, может также применяться в этом решении. Это относится и к описанному относительно систем для нагнетания и дальнейшего выделения водного компонента.
Фиг. 7 демонстрирует схему потока для сепаратора 106 типа, показанного на фиг. 6, где дисперсный поток нефти/воды течет в сепаратор из удлинительной трубы 110. В этом варианте используются 177,8мм удлинительная труба и 273-мм обсадная труба, как наружная труба сепаратора. Высота кольцевого пространства обозначена отрезком Н (расстояние между удлинительной трубой и обсадной трубой).
В этом варианте на расстоянии 8Н расположена содействующая слиянию вставка или экран 140, который является перфорированным диском с вырезом в его нижней части. Когда диск вставлен в сепаратор, вышеуказанный вырез будет формировать отверстие 141, которое допускает протекание через диск тяжелейших компонентов текучей среды. Сепаратор может содержать дополнительные экраны 142, 143, установленные дальше первого экрана по ходу потока. Такие вставки или экраны могут использоваться для содействия разделению таким образом, чтобы скорость разделяемой текучей среды могла быть увеличена относительно скорости, указанной выше. Как показано на графике, капли (нефти) будут сливаться и всплывать в верхнюю часть сепаратора. При скорости разделяемого потока 0,9 м/с и длине сепаратора 26 м поток будет расслаиваться по мере движения к выходному отверстию сепаратора (входное отверстие добывающей трубы) так, что нефть течет в добывающую трубу 122 и вода поступает в кольцевое пространство 116. Другими параметрами, показанными на схеме, являются вязкость 2 сП, плотность нефти 880 кг/м3, водная фракция 30%.
Фиг. 8а) относится к третьему варианту выполнения сепаратора 206 и демонстрирует в деталях сечение сепаратора в дополнительной системе, показанной на фиг. 4.
Этот вариант имеет ряд конструктивных сходств с предшествующими примерами, но имеет диаметр, который может быть больше диаметра, допускаемого диаметром обсадной трубы.
Горизонтальная транспортирующая труба 203 содержит удлинительную трубу 210 и обсадную трубу 211. Между этими двумя трубами образовано кольцевое пространство 212, которое, если необходимо, может отделяться от пористой породы уплотнением 226. С передней стороны сепаратора по ходу потока расположена пробка 213, которая закрывает удлинительную трубу 210. Если необходимо, уплотнение 225 может устанавливаться в кольцевое пространство 212 таким образом, что оно закрывает всю площадь сечения кольцевого пространства, за исключением одного или более отверстий 214, например, в нижней части кольцевого пространства. Перед пробкой по ходу потока 213 удлинительная труба имеет одно или более отверстий 215, например, в ее нижней части, которые позволяют добываемой текучей среде, транспортируемой по удлинительной трубе, вытекать наружу в кольцевое пространство 212. Текучая среда проходит сквозь отверстия 214 в уплотнении 225 и затем поступает в сепаратор 206.
Сепаратором, как здесь показано, является радиальное расширение наружного размера транспортирующей трубы 203, однако, как и в предшествующем варианте, наружный размер, при необходимости, может иметь такой же наружный размер, как и обсадная труба. Сепаратор содержит кольцевое пространство 216, сформированное между перфорированной трубой 218 и секцией трубы 217, которая может быть расширенной скважиной, укрепленной или перекрытой при помощи расширяющейся трубы, материалом, затвердевающим на месте, или затвердевающей формацией (на чертеже подробно не показана). Такие трубы могут устанавливаться в соответствии с присущими известными технологиями. Перфорированная труба 218 может поддерживаться на ее переднем по ходу потока конце удлинительной трубой 210. На ее дальнем по ходу потока конце перфорированная труба соединена с добывающей трубой 222. В альтернативном варианте расширительная труба, перфорированная труба и добывающая труба могут быть непрерывной трубой с заданными отверстиями 215, 221 и пробкой 213.
Кольцевое пространство сепаратора 216 приспособлено для сообщения с кольцевым пространством 212 на его переднем по ходу потока конце и с кольцевым пространством 223, сформированным между добывающей трубой 222 и обсадной трубой 211 на его заднем по ходу потока конце.
Добываемая текучая среда, которая течет в кольцевое пространство 216, будет разделяться, при этом компоненты текучей среды с наименьшей плотностью (нефть и, возможно, газ) будут подниматься в верхнюю часть кольцевого пространства. Здесь перфорированная труба 218 снабжена выходными от
- 4 005384 верстиями или прорезями 221, которые позволяют компонентам текучей среды поступать в трубу и течь далее по добывающей трубе 222. Компоненты текучей среды с более высокой плотностью, такие как вода, будут накапливаться в нижней части кольцевого пространства. Кольцевое пространство сообщается дальше по ходу потока с кольцевым пространством 223, и более тяжелые компоненты текучей среды будут, таким образом, транспортироваться из сепаратора в это кольцевое пространство.
Уплотнение 219 установлено в кольцевом пространстве 223 по ходу потока дальше сепаратора. Уплотнение закрывает всю площадь сечения кольцевого пространства, за исключением одного или более отверстий 224 в нижней части уплотнения. Отверстия позволяют более тяжелым выделенным компонентам жидкости протекать сквозь уплотнение.
Следует понимать, что устройство, показанное на фиг. 5, для регулирования пограничного слоя между компонентами текучей среды и регулирования скорости добываемой текучей среды, конечно, может также применяться в этом решении. Оно также применимо для описанного относительно систем для нагнетания и дальнейшего выделения водного компонента.
Отверстия 221 в перфорированной трубе 218, преимущественно, могут быть устроены с учетом получения регулирующей системы для регулирования уровня пограничного слоя таким образом, чтобы регулировать потоки, выходящие из сепаратора, как можно точнее. Это может достигаться выполнением отверстий в форме вертикальных щелей или треугольников с одним углом, обращенным вниз (на чертеже не показано) так, чтобы повышение уровня пограничного слоя 227 производило ограниченное/прогрессирующее увеличение содержания воды в нефти, поступающей через отверстия 221.
Фиг. 8Ь) демонстрирует такое же решение, как и показанное на фиг. 8а), но с другой структурой потока, когда отверстия 221 расположены в нижней стороне трубы 218 таким образом, чтобы наиболее тяжелые компоненты текучей среды, то есть вода, текли в трубу и далее по добывающей трубе 222, тогда как более легкие компоненты протекали по кольцевому пространству 223.
Фиг. 8с) изображает другую структуру потока, когда труба 218 имеет отверстия как в верхней стороне, так и в нижней стороне трубы, и посредством чего более легкие компоненты текучей среды будут протекать в трубу и в верхнюю сторону, тогда как более тяжелые компоненты будут входить в трубу 218 с ее нижней стороны. Внутри трубы 218 выполнены две отдельные трубы или каналы 228, 229 для дальнейшей отдельной транспортировки двух соответствующих компонентов текучей среды.
Фиг. 9 изображает четвертый вариант выполнения сепаратора согласно изобретению, причем фиг. 9а) показывает часть скважинной системы 301 с дренажной трубой и отводными трубами 302 и сепаратор 305 со скважиной 304 для нагнетания воды, фиг. 9Ь) демонстрирует в увеличенном масштабе часть скважины, показанной на фиг. 9а), и фиг. 9с) демонстрирует сечение по линии А-А на фиг. 9Ь).
Как показано на чертеже, сепаратор включает транспортирующую трубу 303 с пристыкованной к ней нагнетательной скважинной трубой 304. Нефть и/или газ, смешанные с водой, текут через средства 316 для ограничения входящего потока из дренажной трубы и отводных труб 302 в транспортирующую трубу 303 сепаратора 305. Здесь вода и нефть разделяются на верхний 308 и нижний 307 слои, соответственно. Предпочтительно, порог 315 может быть расположен в области, где соединяются транспортирующая труба 303 и нагнетательная труба 304. Такой порог будет обеспечивать наличие воды на определенном уровне.
Далее вода течет в трубу 304 для нагнетания воды, тогда как нефть течет вверх в добывающую трубу 306. Вода, текущая в трубу 304 для нагнетания воды, будет содержать нефть, которая будет отделяться в верхнюю часть трубы (поверхность раздела нефть/вода обозначена номером 309). Средство 310 регулирования уровня (на чертеже не показано) определяет уровень нефти и управляет насосом 311, который нагнетает воду вниз в нагнетательную трубу 304. Средство регулирования уровня может быть типа, контролирующего емкость, или комбинацией средств типа, контролирующего емкость, и типа, контролирующего электропроводность.
Следует подчеркнуть, что чертежи дают лишь обозначение различных размеров и расстояний, применяемых в связи с любым из практических решений согласно изобретению. Таким образом, например, расстояние между транспортирующей трубой 303 и средством 310 для регулирования и расстояние между транспортирующей трубой и насосом могут быть от 50 до 100 м и более.
Насос 311, как показано на чертеже, предпочтительно, расположен на конце завершающей колонны труб 312 вблизи и ниже уплотнения 313, отделяющего сепаратор 305 от нижней части нагнетательной скважинной трубы. Завершающая колонна труб содержит электрические или гидравлические линии для подачи мощности к насосу (на чертеже не показаны).
Кроме того, завершающая колонна труб снабжена отверстиями 314 в верхней стороне уплотнения 313 таким образом, что вода, нагнетаемая в нагнетательную скважину, может течь сквозь эти отверстия, далее по колонне труб 312 и к насосу 311.
Изобретение не ограничено приведенными выше вариантами выполнения. Так, может быть уместно использование способствующих слиянию химических веществ в сочетании с сепаратором. Это может быть уместным, когда присутствуют поверхностно-активные вещества (например, частицы битума, которые не могут удерживаться в растворе смолами), предотвращающие слияние капель. Влиянию поверхностноактивных веществ могут противодействовать растворимые нефтью деэмульгаторы/пеногасящие агенты и диспергаторы битума. Если необходимо, они могут непрерывно впрыскиваться перед сепаратором.
- 5 005384
Также можно соединить дополнительные клапаны с входным отверстием и выходными отверстиями сепаратора для регулирования входящего потока добываемой текучей среды и выходящие потоки компонентов текучей среды. Сепаратор может также содержать другое доступное оборудование для текущего контроля или проверки соответствия норме его рабочего состояния. Например, оно может содержать оборудование для измерения значений объема потока, скорости, давления, температуры компонентов текучей среды.

Claims (10)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ непрерывного разделения текучей среды, содержащей несколько текучих компонентов, в частности разделения добываемой из скважины текучей среды в сочетании с трубой для добычи углеводородов или воды, отличающийся тем, что текучую среду подают во входное отверстие на одном конце горизонтально расположенной трубы, в которой текучая среда течет с такой скоростью, что образует слоистый поток, и формируется пограничный слой между компонентами текучей среды, посредством чего компоненты текучей среды с низкой плотностью образуются в верхней части горизонтальной трубы и компоненты текучей среды с более высокой плотностью образуются в нижней ее части, при этом компоненты текучей среды извлекают через отдельные выходные отверстия на другом конце горизонтально расположенной трубы, а диаметр входного и выходных отверстий горизонтально расположенной трубы, по существу, равен диаметру этой трубы.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скорость разделяемой текучей среды регулируют при помощи препятствий, размещенных по ходу потока перед горизонтально расположенной трубой.
  3. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что скорость разделяемой текучей среды регулируют при помощи регулирования потоков разделенных компонентов текучей среды.
  4. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что уровень пограничного слоя определяют при помощи измерительного оборудования и устанавливают путем эквивалентного регулирования потоков разделенных компонентов текучей среды, которые извлекают из горизонтально расположенной трубы.
  5. 5. Устройство для непрерывного разделения текучей среды, содержащей несколько текучих компонентов, в частности разделения текучей среды, добываемой из скважины, в сочетании с трубой для добычи углеводородов или воды, отличающееся тем, что оно содержит горизонтально расположенную трубу с входным отверстием для разделяемой текучей среды на одном ее конце и, по меньшей мере, двумя выходными отверстиями для разделенных компонентов текучей среды на другом конце трубы, одно из которых расположено в верхней части, а другое - в нижней части горизонтально расположенной трубы, при этом диаметр входного и выходных отверстий горизонтально расположенной трубы, по существу, равен диаметру этой трубы, а длина трубы такая, что в процессе функционирования устройства текучая среда образует слоистый поток, и формируется пограничный слой между компонентами текучей среды, посредством чего компоненты текучей среды с низкой плотностью образуются в верхней части горизонтально расположенной трубы и компоненты с более высокой плотностью образуются в нижней части горизонтально расположенной трубы.
  6. 6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что горизонтально расположенная труба является кольцевым пространством, образованным между внутренней перфорированной трубой и наружным трубчатым элементом, которым является расширенная скважина.
  7. 7. Устройство по п.5 или 6, отличающееся тем, что горизонтально расположенная труба имеет площадь сечения потока, которая больше, чем площадь сечения потока в ее входном отверстии.
  8. 8. Устройство по пп.5-7, отличающееся тем, что горизонтально расположенная труба имеет, по меньшей мере, одну внутреннюю способствующую слиянию вставку, предпочтительно в форме перфорированного диска с направленным вниз вырезом.
  9. 9. Устройство по пп.5-8, отличающееся тем, что регулирующие средства установлены по ходу потока дальше выходных отверстий для разделенных компонентов текучей среды для регулирования выходных потоков отдельных компонентов текучей среды, выходящих из горизонтально расположенной трубы.
  10. 10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что оно содержит средство для обнаружения уровня пограничного слоя, способное посылать сигналы в блок обработки сигналов, управляющий регулирующими средствами для разделенных компонентов текучей среды.
EA199900844A 1997-03-19 1998-03-18 Способ разделения текучей среды в скважине и устройство для его осуществления EA005384B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO971290A NO971290D0 (no) 1997-03-19 1997-03-19 Fremgangsmåte og anordning for separering av et fluid omfattende flere fluidkomponenter, fortrinnsvis separering av et brönnfluid i forbindelse med et rör for produksjon av hydrokarboner/vann
NO19972439A NO321386B1 (no) 1997-03-19 1997-05-28 Fremgangsmate og anordning for separering av et fluid omfattende flere fluidkomponenter, fortrinnsvis separering av et bronnfluid i forbindelse med et ror for produksjon av hydrokarboner/vann
PCT/NO1998/000085 WO1998041304A1 (en) 1997-03-19 1998-03-18 A method and device for the separation of a fluid in a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA199900844A1 EA199900844A1 (ru) 2000-04-24
EA005384B1 true EA005384B1 (ru) 2005-02-24

Family

ID=26648740

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA199900844A EA005384B1 (ru) 1997-03-19 1998-03-18 Способ разделения текучей среды в скважине и устройство для его осуществления

Country Status (12)

Country Link
US (1) US6277286B1 (ru)
EP (1) EP0977621B1 (ru)
CN (1) CN1128648C (ru)
AU (1) AU734626B2 (ru)
BR (1) BR9808356A (ru)
CA (1) CA2283741C (ru)
DE (1) DE69806746T2 (ru)
DK (1) DK0977621T3 (ru)
EA (1) EA005384B1 (ru)
ID (1) ID23152A (ru)
NO (1) NO321386B1 (ru)
WO (1) WO1998041304A1 (ru)

Families Citing this family (63)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB9822301D0 (en) * 1998-10-14 1998-12-09 Ici Plc Level measurement systems
EP1044711A1 (en) * 1999-04-12 2000-10-18 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Device for separating a mixture of fluids
US7017663B2 (en) 1999-12-14 2006-03-28 Shell Oil Company System for producing de-watered oil
WO2001044620A1 (en) * 1999-12-14 2001-06-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. System for producing de-watered oil
BR9905912A (pt) * 1999-12-20 2001-07-24 Petroleo Brasileiro Sa Separador de gás de fundo de poço
BR0000183A (pt) 2000-01-27 2001-10-02 Petroleo Brasileira S A Petrob Separador de gás dotado de controle automático de nìvel
NO311814B1 (no) 2000-02-23 2002-01-28 Abb Research Ltd Anordning og fremgangsmate for utvinning av olje
NO313767B1 (no) 2000-03-20 2002-11-25 Kvaerner Oilfield Prod As Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s
NO316428B1 (no) * 2000-04-13 2004-01-26 Kvaerner Oilfield Prod As Fremgangsmåte ved separasjon, utlöpsarrangement for en separator og fremgangsmåte for å orientere utlöpsarrangementet
AU2001283936B2 (en) 2000-07-06 2004-10-14 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Apparatus and method for downhole fluid separation
GB0022411D0 (en) * 2000-09-13 2000-11-01 Weir Pumps Ltd Downhole gas/water separtion and re-injection
NO312978B1 (no) 2000-10-20 2002-07-22 Kvaerner Oilfield Prod As Fremgangsmåter og anlegg for å produsere reservoarfluid
AU2002245482B2 (en) * 2001-02-23 2006-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Liquid lift method for drilling risers
US6802379B2 (en) * 2001-02-23 2004-10-12 Exxonmobil Upstream Research Company Liquid lift method for drilling risers
GB0109616D0 (en) * 2001-04-19 2001-06-06 Schlumberger Holdings Down-hole apparatus and method for separating a fluid from a mixture of fluids
NO316837B1 (no) * 2001-10-17 2004-05-24 Norsk Hydro As Anordning for separasjon av fluider
ATE423604T1 (de) 2002-03-25 2009-03-15 Shell Int Research Methode und vorrichtung zum trennen einer mischung von fluiden
GB0216368D0 (en) * 2002-07-12 2002-08-21 Kvaerner Process Systems As Well stream separation
NO316840B1 (no) 2002-08-16 2004-05-24 Norsk Hydro As Rorseparator for separasjon av fluid, spesielt olje, gass og vann
NO320473B1 (no) * 2002-09-09 2005-12-12 Norsk Hydro As Anordning ved separator for separasjon av flerfasefluid.
GB2401436B (en) * 2003-04-04 2006-03-29 Inst Francais Du Petrole A method for determining the composition of a fluid
FR2853416B1 (fr) * 2003-04-04 2008-10-03 Inst Francais Du Petrole Methode pour determiner la composition d'un fluide homogene ou heterogene
NO323087B1 (no) * 2003-07-09 2006-12-27 Norsk Hydro As Fremgangsmate og anordning ved separasjon av et fluid, spesielt olje, gass og vann
US20050087336A1 (en) 2003-10-24 2005-04-28 Surjaatmadja Jim B. Orbital downhole separator
WO2007145734A2 (en) 2006-06-07 2007-12-21 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects having partial foam interiors combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US8088716B2 (en) 2004-06-17 2012-01-03 Exxonmobil Upstream Research Company Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
US7370701B2 (en) * 2004-06-30 2008-05-13 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas
US7429332B2 (en) * 2004-06-30 2008-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Separating constituents of a fluid mixture
US7462274B2 (en) 2004-07-01 2008-12-09 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid separator with smart surface
US7823635B2 (en) 2004-08-23 2010-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Downhole oil and water separator and method
NO323487B3 (no) * 2005-02-11 2010-11-01 Norsk Hydro As Fremgangsmate og utstyr for reduksjon av multiple dispersjoner
NO323416B1 (no) * 2005-02-18 2007-04-30 Norsk Hydro As Anordning ved separator for roming eller rengjoring av et rorsystem i tilknytning til en slik separator.
US8287050B2 (en) 2005-07-18 2012-10-16 Osum Oil Sands Corp. Method of increasing reservoir permeability
WO2007046797A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore completion design to naturally separate water and solids from oil and gas
NO325190B1 (no) * 2005-12-07 2008-02-18 Brattested Engineering As Fremgangsmate og anordning for separasjon av partikler fra et fluid.
CA2649850A1 (en) 2006-04-21 2007-11-01 Osum Oil Sands Corp. Method of drilling from a shaft for underground recovery of hydrocarbons
EP2041235B1 (en) 2006-06-07 2013-02-13 ExxonMobil Upstream Research Company Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud
EP2035651A4 (en) 2006-06-07 2009-08-05 Exxonmobil Upstream Res Co METHOD FOR PRODUCING COMPRESSIBLE OBJECTS FOR A VARIABLE DENSITY DRILLING FLUSH
EP2044289B1 (en) * 2006-07-21 2011-02-02 Halliburton Energy Services, Inc. Packer variable volume excluder and sampling method therefor
WO2008048966A2 (en) * 2006-10-16 2008-04-24 Osum Oil Sands Corp. Method of collecting hydrocarbons using a barrier tunnel
CA2668774A1 (en) 2006-11-22 2008-05-29 Osum Oil Sands Corp. Recovery of bitumen by hydraulic excavation
NO328328B1 (no) * 2007-03-20 2010-02-01 Fmc Kongsberg Subsea As Undervanns separasjonsanlegg.
US8291979B2 (en) * 2007-03-27 2012-10-23 Schlumberger Technology Corporation Controlling flows in a well
NO325707B1 (no) * 2007-06-11 2008-07-07 Shore Tec Consult As Gassdrevet pumpeanordning og fremgangsmate for pumping av en vaeske i en bronn
US7814976B2 (en) * 2007-08-30 2010-10-19 Schlumberger Technology Corporation Flow control device and method for a downhole oil-water separator
US8006757B2 (en) * 2007-08-30 2011-08-30 Schlumberger Technology Corporation Flow control system and method for downhole oil-water processing
BRPI0817188A2 (pt) * 2007-09-25 2015-03-17 Exxonmobil Upstream Res Co Método para controlar hidratos em um sistema de produção submarino
CA2698238C (en) 2007-10-22 2014-04-01 Osum Oil Sands Corp. Method of removing carbon dioxide emissions from in-situ recovery of bitumen and heavy oil
WO2009098597A2 (en) 2008-02-06 2009-08-13 Osum Oil Sands Corp. Method of controlling a recovery and upgrading operation in a reservor
WO2009141733A1 (en) 2008-05-20 2009-11-26 Osum Oil Sands Corp. Method of managing carbon reduction for hydrocarbon producers
US7798217B2 (en) * 2008-09-15 2010-09-21 Darrell Lantz Apparatus for separating a mixture of liquids of differing specific gravities in a wellbore
US7909092B2 (en) * 2009-01-15 2011-03-22 Sepaco Llc Downhole separator
US8505627B2 (en) * 2009-10-05 2013-08-13 Schlumberger Technology Corporation Downhole separation and reinjection
WO2011073203A1 (en) * 2009-12-14 2011-06-23 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Separating multiphase effluents of an underwater well
US8146667B2 (en) * 2010-07-19 2012-04-03 Marc Moszkowski Dual gradient pipeline evacuation method
GB2484525A (en) * 2010-10-14 2012-04-18 Apec Ltd Gravity separation of water from production fluid in a wellbore
CN102304935B (zh) * 2011-06-21 2013-11-06 邯郸市伟业地热开发有限公司 地热井出水温度调节器
US9320989B2 (en) 2013-03-15 2016-04-26 Haven Technology Solutions, LLC. Apparatus and method for gas-liquid separation
CN106552444B (zh) * 2016-08-15 2019-02-22 江西苏克尔新材料有限公司 一种t型双液相分离装置及其使用方法
US10583373B2 (en) 2016-12-06 2020-03-10 Fluidsep As Method and device for separation of liquids and gas with use of inclined and rounded holes or channels in the wall of a pipe
GB2567458A (en) 2017-10-12 2019-04-17 Equinor Energy As Riser surge protection system
CN107975355B (zh) * 2017-10-30 2020-11-06 中国石油天然气股份有限公司 一种泡沫与柱塞气举组合排水采气方法及装置
CN111589187B (zh) * 2020-07-09 2021-07-30 苏州赛荣建筑装饰工程有限公司 带有流道自动分流阀门的有机萃取剂与水的分离设备

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE544054C (de) * 1930-10-28 1932-02-12 Eugen Steuer Dr Zweikammerige Klaeranlage
US4233154A (en) * 1978-12-29 1980-11-11 Kobe, Inc. Method for treating petroleum well pumping power fluid
US4241787A (en) * 1979-07-06 1980-12-30 Price Ernest H Downhole separator for wells
EP0359592A2 (en) * 1988-09-12 1990-03-21 Secretary of State for the Environment in Her Britannic Majesty's Gov. of the U.K. of Great Britain and Northern Ireland Oil separator
NO172426B (no) * 1984-11-28 1993-04-13 Conoco Specialty Prod Oljebehandlingsutstyr

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2728457A (en) * 1951-09-14 1955-12-27 Atlantic Refining Co Phase separation process and apparatus
US2873032A (en) * 1957-07-22 1959-02-10 Link Belt Co Apparatus for washing oil well drilling cuttings
US3468421A (en) * 1967-07-03 1969-09-23 Midland Ross Corp Separator for immiscible liquids
US3660285A (en) * 1970-11-06 1972-05-02 Reynolds Sub Marine Services C Method of separating fluids having different densities
US3893918A (en) * 1971-11-22 1975-07-08 Engineering Specialties Inc Method for separating material leaving a well
US4014791A (en) * 1972-09-25 1977-03-29 Tuttle Ralph L Oil separator
US4116275A (en) * 1977-03-14 1978-09-26 Exxon Production Research Company Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction
US4619771A (en) * 1980-10-27 1986-10-28 Standard Oil Company (Indiana) Technique for increased retention time in oil field settling tanks
US4790947A (en) * 1985-05-20 1988-12-13 Arnold Kenneth E Water treating in a vertical series coalescing flume
DE3911538A1 (de) * 1989-04-08 1990-10-11 Henkel Kgaa Verfahren zum trennen von zweier fluessigen nicht mischbaren organischen komponenten mit einem faserbett als koaleszenzhilfe
US5232475A (en) * 1992-08-24 1993-08-03 Ohio University Slug flow eliminator and separator
FR2725143B1 (fr) * 1994-10-04 1999-08-06 Degremont Decanteur longitudinal a separation de flux
US5762149A (en) * 1995-03-27 1998-06-09 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for well bore construction
US5771973A (en) * 1996-07-26 1998-06-30 Amoco Corporation Single well vapor extraction process
US6082452A (en) * 1996-09-27 2000-07-04 Baker Hughes, Ltd. Oil separation and pumping systems
US6039121A (en) * 1997-02-20 2000-03-21 Rangewest Technologies Ltd. Enhanced lift method and apparatus for the production of hydrocarbons
US5837152A (en) * 1997-04-09 1998-11-17 Corlac Inc. Inclined separation tank
US6056054A (en) * 1998-01-30 2000-05-02 Atlantic Richfield Company Method and system for separating and injecting water in a wellbore
US6138757A (en) * 1998-02-24 2000-10-31 Bj Services Company U.S.A. Apparatus and method for downhole fluid phase separation
CA2247838C (en) * 1998-09-25 2007-09-18 Pancanadian Petroleum Limited Downhole oil/water separation system with solids separation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE544054C (de) * 1930-10-28 1932-02-12 Eugen Steuer Dr Zweikammerige Klaeranlage
US4233154A (en) * 1978-12-29 1980-11-11 Kobe, Inc. Method for treating petroleum well pumping power fluid
US4241787A (en) * 1979-07-06 1980-12-30 Price Ernest H Downhole separator for wells
NO172426B (no) * 1984-11-28 1993-04-13 Conoco Specialty Prod Oljebehandlingsutstyr
EP0359592A2 (en) * 1988-09-12 1990-03-21 Secretary of State for the Environment in Her Britannic Majesty's Gov. of the U.K. of Great Britain and Northern Ireland Oil separator

Also Published As

Publication number Publication date
AU734626B2 (en) 2001-06-21
EP0977621A1 (en) 2000-02-09
US6277286B1 (en) 2001-08-21
NO321386B1 (no) 2006-05-02
NO972439D0 (no) 1997-05-28
CN1128648C (zh) 2003-11-26
CN1250389A (zh) 2000-04-12
CA2283741C (en) 2006-10-17
DE69806746T2 (de) 2003-03-13
ID23152A (id) 2000-03-23
WO1998041304A1 (en) 1998-09-24
EP0977621B1 (en) 2002-07-24
CA2283741A1 (en) 1998-09-24
DK0977621T3 (da) 2002-11-11
BR9808356A (pt) 2000-05-23
AU6527798A (en) 1998-10-12
DE69806746D1 (de) 2002-08-29
NO972439L (no) 1998-09-21
EA199900844A1 (ru) 2000-04-24

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA005384B1 (ru) Способ разделения текучей среды в скважине и устройство для его осуществления
US20010047680A1 (en) Level measurement systems
US10689964B2 (en) Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
RU2622056C1 (ru) Система многофазной сепарации
US6547005B2 (en) System and a method of extracting oil
US10280727B2 (en) Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
US6263981B1 (en) Deepwater drill string shut-off valve system and method for controlling mud circulation
US10378328B2 (en) Systems and apparatuses for separating wellbore fluids and solids during production
EP0815349A1 (en) Hydrocarbon production using multilateral well bores
GB2327695A (en) Hydrocarbon production using multilateral wellbores.
US7464762B2 (en) System for neutralizing the formation of slugs in a riser
US2986215A (en) Salt water disposal system
RU2268999C2 (ru) Скважина и способ добычи нефти из подземного пласта через скважину
US20200240254A1 (en) Gas separator
US20200256179A1 (en) Systems and apparatuses for downhole separation of gases from liquids
CA2393406C (en) System for producing de-watered oil
US10583373B2 (en) Method and device for separation of liquids and gas with use of inclined and rounded holes or channels in the wall of a pipe
US10364622B2 (en) Manifold assembly for a mineral extraction system
US10590719B2 (en) Manifold assembly for a mineral extraction system
US7017663B2 (en) System for producing de-watered oil
CA2216430C (en) Hydrocarbon production using multilateral well bores
RU2151279C1 (ru) Способ эксплуатации многопластовых нефтяных месторождений
MXPA99008447A (es) Metodo y dispositivo para la separacion de un fluido en un pozo
RU2151276C1 (ru) Способ эксплуатации нефтяных скважин
CA2480707A1 (en) Hydrocarbon production using multilateral well bores

Legal Events

Date Code Title Description
FA9A Withdrawal of a eurasian application
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MK4A Patent expired

Designated state(s): AZ KZ TM RU