EA005616B1 - Установка для разделения текучих сред - Google Patents
Установка для разделения текучих сред Download PDFInfo
- Publication number
- EA005616B1 EA005616B1 EA200400541A EA200400541A EA005616B1 EA 005616 B1 EA005616 B1 EA 005616B1 EA 200400541 A EA200400541 A EA 200400541A EA 200400541 A EA200400541 A EA 200400541A EA 005616 B1 EA005616 B1 EA 005616B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- separator
- gas
- pipe
- oil
- water
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 5
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 5
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 38
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 4
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 4
- NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 5-amino-1h-indole-2-carboxylic acid Chemical compound NC1=CC=C2NC(C(O)=O)=CC2=C1 NKFIBMOQAPEKNZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000009210 therapy by ultrasound Methods 0.000 description 1
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
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- 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
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/044—Breaking emulsions by changing the pressure
-
- 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
-
- 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
- B01D17/06—Separation of liquids from each other by electricity
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0068—General arrangements, e.g. flowsheets
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Cleaning Or Clearing Of The Surface Of Open Water (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- External Artificial Organs (AREA)
- Drying Of Gases (AREA)
Abstract
Установка, предназначенная для расположения на дне моря, для разделения текучих сред, содержащая по меньшей мере один сепаратор, который соединен с одной или несколькими скважинами, с каждой через соответствующее устье скважины или подобное устройство, и трубопровод. Разделяемые компоненты - нефть, газ, вода или комбинации этих веществ подают полностью или частично от установки до платформы, судна и т.д., расположенные на поверхности, или через коллекторные трубопроводы на берег, или повторно закачивают в формацию, расположенную ниже дна моря. Каждый сепаратор образован из длинной трубы (трубный сепаратор), которая может составлять большую или меньшую часть транспортного трубопровода от скважины и имеет диаметр, который, по существу, равен диаметру транспортного трубопровода или несколько больше него.
Description
Настоящее изобретение относится к установке, расположенной на дне моря и предназначенной для разделения текучих сред.
Текучая среда в этом контексте означает нефть, газ и воду или смеси этих веществ, возможно содержащие частицы песка, которые получают при добыче нефти/газа из скважин в геологических формациях, расположенных под дном моря.
Уровень техники
В публикации РСТ/ΝΟ 98/00085 описано разделение текучих сред в трубных сепараторах, установленных в горизонтальных секциях скважины.
Основная причина, обеспечивающая возможность количественного разделения нефти и воды в трубном сепараторе, установленном в горизонтальной скважине, связана с хорошими свойствами разделения текучих сред, получаемых из скважины. Хорошие свойства разделения в скважине, в основном, обеспечиваются благодаря тому, что поверхность раздела между нефтью и водой, по существу, относительно свободна от поверхностно-активных веществ, которые могут ее стабилизировать в связи с коагуляцией и, таким образом, препятствовать осаждению и формированию свободной водной фазы. Это позволяет использовать такие технические решения по разделению текучих сред в скважинах, в которых контролируемое использование деэмульгатора весьма затруднено или практически невозможно.
Во многих случаях может быть предпочтительно осуществлять разделение не в скважинах, а на дне моря. На дне моря химическая дестабилизация сырой нефти с использованием деэмульгаторов выполняется гораздо проще, и такое техническое решение представляется совершенно реальным. Химическая дестабилизация текучей среды может улучшить ее разделительные свойства, выводя их практически на тот же уровень, что и в скважине. Это позволяет использовать технологию трубного сепаратора, установленного на дне моря, соединенного с установками, используемыми для морской добычи. При расположении на дне моря также обеспечивается большая свобода при выборе диаметра сепаратора, чем при использовании внутрискважинных установок.
Обычные гравитационные сепараторы отличаются большим диаметром резервуара. Это ограничивает применение технологии относительно мелкими глубинами моря. На больших глубинах моря предпочтительно использовать длинные, тонкие сепараторы с высоким значением соотношения жидкое/твердое.
В типичных условиях морского дна свойства разделения текучих сред нефть/вода всегда хуже, чем условия внутри скважины. Такое различие может быть компенсировано, благодаря установке сепаратора перед штуцером при использовании деэмульгатора или ультразвуковой обработки. Это позволяет использовать трубные сепараторы на дне моря. На практике трубный сепаратор может быть выполнен в виде транспортного трубопровода с несколько большим, чем требуется, диаметром, или в виде расширенной секции транспортного трубопровода. Трубный сепаратор представляет собой эффективное решение конструктивных проблем, связанных с высоким внешним давлением жидкости на больших глубинах моря. Такую технологию можно использовать в комбинации с концепциями КЭК (СЕС) (компактный электростатический коагулятор), построенных на основе трубных коагуляторов, что позволяет использовать ее на больших глубинах моря. Для более трудно разделяемых текучих сред, КЭК необходимо применять для обеспечения спецификаций продукта по нефтяной фазе и для устранения проблем, связанных с гидратными осадками на выходе этого потока.
Преимущества использования трубных сепараторов в установках обработки, расположенных на дне моря, помимо прочего, состоят в том, что они позволяют обеспечить разделение большого количества газа/нефти/воды;
удалять воду из сырой нефти до условий спецификации продукта;
обеспечить очистку технологической воды до качества, которое позволяет использовать ее для повторной закачки;
обеспечить очистку технологической воды до качества, которое позволяет выпускать ее в окружающую среду;
обеспечить безхимический контроль над гидратами при транспортировке сырой нефти и газа.
В принципе, трубный сепаратор обеспечивает разделение большого количества нефти/воды. При более легких и простых системах сырой нефти сепаратор позволяет разделять текучие среды до уровня спецификации продукта. В этом случае в процесс не требуется включать отдельный разделительный блок. Трубный сепаратор построен следующим образом. Последний участок транспортного трубопровода от устья скважины до донной технологической опорной бурильной плиты выполнен в виде длинного, тонкого трубного сепаратора. Благодаря малому диаметру трубы (порядка 0,5 м), сепаратор может работать в условиях высокого внешнего давления и низкого внутреннего давления. Благодаря этому, сепаратор особенно пригоден для работы на больших морских глубинах. Важно обеспечить качество воды, выходящей из сепаратора, на как можно более высоком уровне для исключения дополнительной очистки перед повторной закачкой/выпуском. Сепаратор, поэтому, вместо химического деэмульгатора, может быть оборудован механической ультразвуковой системой дестабилизации эмульсии. Такое решение обеспечивает качество воды, которое позволяет использовать ее для повторной закачки (<1000 промил
-1005616 ле) и, возможно, для выпуска в море (<40 промилле). Особенно предпочтительно располагать трубный сепаратор возле устья скважины до сброса давления.
Сепаратор разработан как трехфазный сепаратор с конфигурационными свойствами, которые позволяют отделять газ, нефть и воду или, в качестве альтернативы, газ/нефть в виде общего потока и воду в виде отдельного потока. Кроме того, также должна обеспечиваться возможность построения сепаратора в виде двухфазного сепаратора нефть/вода, который предназначен для установки после КЭК (компактный электростатический коагулятор).
Сепаратор может быть оборудован системой ультразвуковой дестабилизации слоя эмульсии на поверхности раздела нефть/вода (в качестве альтернативы, для разрушения эмульсии можно использовать химические реактивы). Сепаратор также оборудован двойным набором измерителей профиля уровня (в качестве альтернативы гамма-измерители, емкостные измерители и ультразвуковые измерители). Конец трубного сепаратора соединен с донной опорной бурильной плитой непосредственно или с использованием гибких трубопроводов.
Краткое описание чертежей
Настоящее изобретение будет более подробно описано ниже на примерах и со ссылкой на чертежи, на которых фиг. 1 изображает установку на дне моря с трубным сепаратором, предназначенным для разделения газа/жидкости;
фиг. 2 - первый альтернативный вариант выполнения установки с трубным сепаратором для разделения газа/нефти/воды;
фиг. 3 - второй альтернативный вариант выполнения установки с двумя трубными сепараторами, установленными последовательно, причем первый предназначен для разделения газа/воды и второй для разделения нефти/воды;
фиг. 4 - третий альтернативный вариант выполнения установки с трубным сепаратором для разделения газа/нефти/воды, после которого установлен компактный электростатический коагулятор и затем трубный сепаратор для разделения нефти/воды.
фиг. 5 - четвертый альтернативный вариант установки с трубным сепаратором для разделения газа/нефти/воды, после которого установлен компактный электростатический коагулятор и затем трубный сепаратор для разделения нефти/воды. Кроме того, здесь установлен блок обезвоживания, состоящий из трубного контактора и сепаратора газа/жидкости, соединенного с первым трубным сепаратором;
фиг. 6 - пятый вариант выполнения, который основан на решении, представленном на фиг. 4, но который адаптирован для ситуаций, в которых из двух или большего количества скважин добывают различное количество нефти/воды/газа.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 показана установка, расположенная на дне моря с сепаратором в форме трубы (трубный сепаратор) 1, предназначенная для разделения газа/жидкости, соединенная с устьем скважины 2. Такое решение является простым и разработано для использования на нефтяных/газовых скважинах, в которых добывают нефть или газ с небольшим количеством воды. Отделенный газ удаляют по трубопроводу 3 и подают на платформу, на судно, используемое для добычи, и т.д., находящиеся на поверхности моря, или в трубопровод-коллектор, по которому газ поступает на берег. Жидкость отводят по трубе 4, и насос 5 перекачивает ее на поверхность или на берег так же, как и газ.
На фиг. 2 показана установка, аналогичная представленной на фиг. 1. Однако в этой установке, кроме газа и нефти, сепаратор также отделяет воду, которая поступает по трубе 6 к насосу 7, который закачивает ее обратно в продуктивный пласт.
На фиг. 3 показана установка, расположенная на дне моря, разработанная для условий большого содержания газа по отношению к жидкости. Это решение аналогично представленному на фиг. 1, но жидкость (нефть и вода), которую отделяют в первом сепараторе 1, поступает во второй сепаратор 8, где нефть подают на поверхность по трубе 4 с помощью насоса 5, и воду повторно закачивают в пласт с помощью насоса 7 по трубе 6.
На фиг. 4 показана установка, расположенная на дне моря, предназначенная для обработки более тяжелых сортов нефти и представляющая собой дальнейшее развитие установки, представленной на фиг.
3. Трубный сепаратор 1, который, в данном случае, предназначен для разделения газа/нефти/воды, соединен с устьем 2 скважины. Газ удаляют по трубе 3 и подают на поверхность. Нефть и вода поступает в компактный электростатический коагулятор (КЭК) 9, который повышает степень осаждения воды. Нефть и воду затем разделяют во втором трубном сепараторе 8, в котором обеспечивается разделение нефти/воды. Нефть удаляют по трубе 4 и перекачивают на поверхность с помощью насоса 5 для нефти, в то время как воду повторно закачивают в пласт по трубе 6 с помощью насоса 7 повторной закачки.
На фиг. 5 показана установка, расположенная на дне моря, которая, в дополнение к конструкции, представленной на фиг. 4, содержит отстойник газа. Газ, который отделяют в первом сепараторе 1, поступает вначале в блок 11 обезвоживания газа. Здесь к газу добавляют гликоль, который реагирует с водой, присутствующей в газе. Газ и жидкость (воду, растворенную в гликоле) затем подают в дополни
-2005616 тельный третий сепаратор 12, который, в свою очередь, отделяет газ, поступающий на поверхность по трубе 14, в то время как жидкость подают к насосу 16 и выводят на поверхность по трубопроводу 15.
На фиг. 6 показан пример, основанный на техническом решении, представленном на фиг. 4, но который адаптирован для ситуации, когда различные количества нефти, газа и воды получают в различных соотношениях из двух или большего количества скважин. Нефть/газ/воду из скважины 2 разделяют в первом сепараторе 1, и нефть/воду разделяют во втором сепараторе 12 с использованием промежуточного коагулятора 9, как описано выше.
Во второй скважине 20 используют внутрискважинное разделение. Отделенная вода, получаемая после первого сепаратора 1, второго сепаратора 12 и внутрискважинного сепаратора 18 поступает через соответствующие трубы 21, 22, 23 в буферный резервуар для повторной закачки воды. Воду из резервуара повторно закачивают в продуктивный пласт с помощью насоса 19 через трубу 6/скважину.
Настоящее изобретение в том виде, как оно представлено и описано в данной заявке, обеспечивает несколько преимуществ.
1. Трубный сепаратор позволяет работать в условиях высокого внутреннего и внешнего давления и поэтому обеспечивает выполнение следующих производственных задач на больших морских глубинах:
- разделение большого количества газа/нефти/воды или нефти/воды;
- отделение воды от сырой нефти до уровня спецификации продукта.
Трубный сепаратор используют совместно с компактным электростатическим коагулятором (технология компании Кужтег).
Трубный сепаратор используют совместно с коагулятором Рес! С Соа1е§сег (технология компании Сус1о1ес11);
- обезвоживание газа производят с использованием комбинации технологии обезвоживания газа (технология компании Μίηοχ) и трубного сепаратора.
2. Обеспечивает качество водной фазы, которое позволяет производить повторную ее закачку.
3. Низкое содержание воды в потоках нефти и газа, что позволяет обеспечить контроль над гидратами без использования химических реактивов, одновременно с транспортировкой до установок на выходе трубопровода.
4. Трубный сепаратор обеспечивает возможность работы при высоком внутреннем технологическом давлении и, поэтому, может быть, предпочтительно, установлен перед клапаном штуцера в устье скважины.
Высокое технологическое давление улучшает свойства фазового разделения и позволяет уменьшить количество используемого деэмульгатора или обеспечивает разделение без использования химических реактивов, в зависимости от свойств текучей среды.
5. Для месторождений с кислотной нефтью и потенциальным образованием осадка нафтената кальция обработка на дне моря с отделением воды до уровня 0,5%, выполняемая при высоком давлении в системе (то есть при пониженном рН в водной фазе за счет большего уровня СО в водной фазе), устраняет проблемы, связанные с осаждением нафтената кальция или позволяет исключить дорогостоящие установки на верхней стороне, предназначенные для удаления осадка нафтената кальция.
Claims (4)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Установка, приспособленная для размещения на дне моря для разделения текучих сред, содержащая по меньшей мере один сепаратор (1), соединенный по меньшей мере с одной скважиной через устье соответствующей скважины или аналогичное устройство, и трубопровод для подачи полностью или частично отделенных компонентов - нефти, газа, воды или комбинации этих веществ от установки на платформу, судно и т.д., расположенные на поверхности, или через соединительные трубопроводы на берег, или повторно в формацию под морским дном, отличающаяся тем, что каждый сепаратор (1) содержит длинную трубу (трубный сепаратор) для гравитационного разделения текучих сред, в частности, большую или меньшую часть транспортного трубопровода от скважины, имеющую диаметр, по существу, равный или несколько больший, чем диаметр транспортного трубопровода.
- 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что первый сепаратор (1) выполнен с возможностью разделения газа и жидкости и подачи отделенного газа по трубопроводу (3) на поверхность/берег, содержащая соединенный с выходом по жидкости первого сепаратора второй трубный сепаратор (8) для разделения нефти и воды, к выходу которого подсоединен трубопровод (4), оснащенный насосом (5) для подачи нефти на поверхность/берег и оснащенный насосом (7) трубопровод (6) для закачки отделенной воды повторно в продуктивный пласт.
- 3. Установка по пп.1 и 2, отличающаяся тем, что между первым и вторым трубным сепараторами (1 и 8) установлен компактный электростатический коагулятор (9).
- 4. Установка по пп.1-3, отличающаяся тем, что на выходе по газу первого сепаратора (1) установлены блок (11) обезвоживания газа и дополнительный сепаратор (12) газа/жидкости, при этом имеется трубопровод (13) добавления в блок (11) обезвоживания гликоля, трубопровод (14) подачи отделенного газа-3005616 из сепаратора (12) на поверхность, и оснащенный насосом (16) трубопровод (15) для подачи отделенного гликоля на поверхность.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20015048A NO316837B1 (no) | 2001-10-17 | 2001-10-17 | Anordning for separasjon av fluider |
| PCT/NO2002/000370 WO2003033872A1 (en) | 2001-10-17 | 2002-10-14 | An installation for the separation of fluids |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200400541A1 EA200400541A1 (ru) | 2004-08-26 |
| EA005616B1 true EA005616B1 (ru) | 2005-04-28 |
Family
ID=19912925
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200400541A EA005616B1 (ru) | 2001-10-17 | 2002-10-14 | Установка для разделения текучих сред |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20050006086A1 (ru) |
| EP (1) | EP1438484B1 (ru) |
| CN (1) | CN1330849C (ru) |
| AT (1) | ATE349600T1 (ru) |
| AU (1) | AU2002341443B2 (ru) |
| BR (1) | BR0213313B1 (ru) |
| CA (1) | CA2463692C (ru) |
| DE (1) | DE60217148T2 (ru) |
| EA (1) | EA005616B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA04003490A (ru) |
| NO (1) | NO316837B1 (ru) |
| WO (1) | WO2003033872A1 (ru) |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| 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 |
| NO323087B1 (no) | 2003-07-09 | 2006-12-27 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og anordning ved separasjon av et fluid, spesielt olje, gass og vann |
| JP2005101555A (ja) * | 2003-08-28 | 2005-04-14 | Mitsubishi Chemicals Corp | 有機電界効果トランジスタ |
| WO2006010765A1 (en) | 2004-07-27 | 2006-02-02 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Plant for separating a mixture of oil, water and gas |
| 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. |
| NO329480B1 (no) | 2005-03-16 | 2010-10-25 | Norsk Hydro As | Anordning ved en rorseparator |
| NO326586B1 (no) * | 2005-05-02 | 2009-01-12 | Norsk Hydro As | Rorseparator. |
| NO326080B1 (no) * | 2005-11-11 | 2008-09-15 | Norsk Hydro Produksjon As | Arrangement for deling av bronnstrom og separasjonssystem |
| GB0601541D0 (en) * | 2006-01-26 | 2006-03-08 | Aker Kvaerner Process Systems | Coalescer With Degassing |
| US7854849B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-12-21 | Multiphase Systems Integration | Compact multiphase inline bulk water separation method and system for hydrocarbon production |
| NO330384B1 (no) * | 2006-11-20 | 2011-04-04 | Norsk Hydro As | Floteringsanordning |
| FR2911794B1 (fr) * | 2007-01-26 | 2009-12-18 | Doris Engineering | Procede et dispositif de separation des phases d'un fluide multiphasique. |
| NO328328B1 (no) * | 2007-03-20 | 2010-02-01 | Fmc Kongsberg Subsea As | Undervanns separasjonsanlegg. |
| RU2456052C2 (ru) | 2007-04-18 | 2012-07-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способ и устройство для разделения масловодных смесей |
| GB2453586B (en) * | 2007-10-12 | 2012-04-11 | Caltec Ltd | Apparatus for and method of separating multi-phase fluids |
| NO332062B1 (no) * | 2008-02-28 | 2012-06-11 | Statoilhydro Asa | Sammenstilling for separasjon av en flerfasestrom |
| NO346524B1 (no) * | 2008-09-24 | 2022-09-19 | Equinor Energy As | Gassvæskeseparator |
| US8555978B2 (en) * | 2009-12-02 | 2013-10-15 | Technology Commercialization Corp. | Dual pathway riser and its use for production of petroleum products in multi-phase fluid pipelines |
| US8146667B2 (en) * | 2010-07-19 | 2012-04-03 | Marc Moszkowski | Dual gradient pipeline evacuation method |
| NO20120188A1 (no) | 2012-02-23 | 2013-08-26 | Fmc Kongsberg Subsea As | Fremgangsmate og system for a tilveiebringe brenselgass til en toppside-fasilitet |
| US9371724B2 (en) | 2012-07-27 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| MY183960A (en) | 2013-01-25 | 2021-03-17 | Exxonmobil Upstream Res Co | Contacting a gas stream with a liquid stream |
| AR096078A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-02 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separación de impurezas de una corriente de gas usando un sistema de contacto en equicorriente orientado verticalmente |
| AR096132A1 (es) | 2013-05-09 | 2015-12-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separar dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno de un flujo de gas natural con sistemas de co-corriente en contacto |
| WO2015114275A2 (fr) * | 2014-01-30 | 2015-08-06 | Total Sa | Systeme de traitement d'un melange issu d'un puits de production |
| GB2522863A (en) * | 2014-02-05 | 2015-08-12 | Statoil Petroleum As | Subsea processing |
| KR101716644B1 (ko) * | 2014-03-12 | 2017-03-15 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 샌드 트랩을 갖는 분할 유동 파이프 분리기 |
| DK179731B1 (en) | 2014-04-29 | 2019-04-26 | Exxonmobil Upstreamresearch Company | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM |
| US10046251B2 (en) | 2014-11-17 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid collection system |
| MX2017007708A (es) | 2015-01-09 | 2017-10-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | Separando impurezas de una corriente de fluido usando contactores multiples de corrientes en igual sentido. |
| CN104747162B (zh) * | 2015-01-28 | 2017-11-03 | 中国石油大学(华东) | 深海多相多级分离回注*** |
| US10717039B2 (en) | 2015-02-17 | 2020-07-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Inner surface features for co-current contractors |
| KR101992109B1 (ko) | 2015-03-13 | 2019-06-25 | 엑손모빌 업스트림 리서치 캄파니 | 병류 접촉기용 코어레서 |
| WO2017087056A1 (en) * | 2015-11-19 | 2017-05-26 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compact subsea dehydration |
| US9957446B2 (en) * | 2015-12-22 | 2018-05-01 | Cameron Solutions, Inc. | Topside oil production equipment system for reduction in space and weight |
| US9957447B2 (en) | 2015-12-22 | 2018-05-01 | Cameron Solutions, Inc. | Electrostatic technology system and process to dehydrate crude oil in a crude oil storage tank of a floating production storage and offloading installation |
| US10246983B2 (en) * | 2016-07-28 | 2019-04-02 | Exxonmobil Upstream Research | Systems and methods for achieving three-phase separation and core annular flow in pipelines |
| EP4063613A1 (en) * | 2016-08-19 | 2022-09-28 | Trevelyan Trading Ltd | A drain apparatus for a subsea pipeline |
| US10023811B2 (en) | 2016-09-08 | 2018-07-17 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated gas oil separation plant for crude oil and natural gas processing |
| NO20161578A1 (en) * | 2016-09-30 | 2017-12-11 | Seabed Separation As | Method and system for separating oil well substances |
| US10260010B2 (en) | 2017-01-05 | 2019-04-16 | Saudi Arabian Oil Company | Simultaneous crude oil dehydration, desalting, sweetening, and stabilization |
| GB201705517D0 (en) * | 2017-04-05 | 2017-05-17 | Statoil Petroleum As | Fluid flow conditioning |
| GB2561570B (en) | 2017-04-18 | 2020-09-09 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
| GB2561568A (en) | 2017-04-18 | 2018-10-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
| AU2018283902B9 (en) | 2017-06-15 | 2021-08-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Fractionation system using bundler compact co-current contacting systems |
| MX2019014327A (es) | 2017-06-15 | 2020-02-05 | Exxonmobil Upstream Res Co | Sistema de fraccionamiento que usa sistemas compactos de contacto de co-corriente. |
| EP3641914A1 (en) | 2017-06-20 | 2020-04-29 | ExxonMobil Upstream Research Company | Compact contacting systems and methods for scavenging sulfur-containing compounds |
| MX2020001415A (es) | 2017-08-21 | 2020-03-09 | Exxonmobil Upstream Res Co | Integracion de remocion de solvente frio y gas acido. |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3219107A (en) * | 1960-09-14 | 1965-11-23 | Socony Mobil Oil Co Inc | Remote and automatic control of petroleum production |
| US3674677A (en) * | 1970-06-02 | 1972-07-04 | Robert J Roberts | Electrically energized petroleum de-emulsifier |
| US4243528A (en) * | 1979-06-25 | 1981-01-06 | Kobe, Inc. | Treater for mechanically breaking oil and water emulsions of a production fluid from a petroleum well |
| DE3176445D1 (en) * | 1980-11-01 | 1987-10-22 | Univ Bradford | Settling of liquid dispersions |
| GB2177739B (en) * | 1985-07-15 | 1988-06-29 | Texaco Ltd | Offshore hydrocarbon production system |
| GB8707307D0 (en) * | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
| US5221523A (en) * | 1990-10-29 | 1993-06-22 | National Tank Company | Contaminant control system for natural gas dehydration |
| US5149344A (en) * | 1991-05-02 | 1992-09-22 | Texaco Inc. | Multi-phase flow and separator |
| US5302294A (en) * | 1991-05-02 | 1994-04-12 | Conoco Specialty Products, Inc. | Separation system employing degassing separators and hydroglyclones |
| US5232475A (en) * | 1992-08-24 | 1993-08-03 | Ohio University | Slug flow eliminator and separator |
| GB9315977D0 (en) * | 1993-08-02 | 1993-09-15 | Paladon Eng Ltd | Apparatus for separating aqueous phase from a mixture of hydrocarbon & aqueous fluid |
| JP2697575B2 (ja) * | 1993-09-08 | 1998-01-14 | 村田機械株式会社 | 紡績装置 |
| US5507858A (en) * | 1994-09-26 | 1996-04-16 | Ohio University | Liquid/gas separator and slug flow eliminator and process for use |
| US5570744A (en) * | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
| NO321386B1 (no) * | 1997-03-19 | 2006-05-02 | Norsk Hydro As | 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 |
| GB9816725D0 (en) * | 1998-08-01 | 1998-09-30 | Kvaerner Process Systems As | Cyclone separator |
| US6197095B1 (en) * | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
| NL1012451C1 (nl) * | 1999-06-28 | 2001-01-02 | Cds Engineering B V | Inrichting en werkwijze voor het scheiden van aardgas en water. |
| NO324778B1 (no) * | 2002-10-29 | 2007-12-10 | Vetco Gray Scandinavia As | System og fremgangsmate for separasjon av fluider. |
-
2001
- 2001-10-17 NO NO20015048A patent/NO316837B1/no not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-10-14 EA EA200400541A patent/EA005616B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-10-14 MX MXPA04003490A patent/MXPA04003490A/es active IP Right Grant
- 2002-10-14 CN CNB028205928A patent/CN1330849C/zh not_active Expired - Lifetime
- 2002-10-14 WO PCT/NO2002/000370 patent/WO2003033872A1/en active IP Right Grant
- 2002-10-14 EP EP02775598A patent/EP1438484B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-10-14 BR BRPI0213313-0A patent/BR0213313B1/pt active IP Right Grant
- 2002-10-14 US US10/492,704 patent/US20050006086A1/en not_active Abandoned
- 2002-10-14 AT AT02775598T patent/ATE349600T1/de not_active IP Right Cessation
- 2002-10-14 CA CA2463692A patent/CA2463692C/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-10-14 AU AU2002341443A patent/AU2002341443B2/en not_active Expired
- 2002-10-14 DE DE60217148T patent/DE60217148T2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20015048D0 (no) | 2001-10-17 |
| BR0213313B1 (pt) | 2012-08-21 |
| EP1438484A1 (en) | 2004-07-21 |
| EA200400541A1 (ru) | 2004-08-26 |
| CA2463692A1 (en) | 2003-04-24 |
| ATE349600T1 (de) | 2007-01-15 |
| NO20015048L (no) | 2003-04-22 |
| BR0213313A (pt) | 2004-10-13 |
| AU2002341443B2 (en) | 2008-02-14 |
| DE60217148D1 (de) | 2007-02-08 |
| US20050006086A1 (en) | 2005-01-13 |
| CN1330849C (zh) | 2007-08-08 |
| NO316837B1 (no) | 2004-05-24 |
| CN1571877A (zh) | 2005-01-26 |
| CA2463692C (en) | 2011-03-29 |
| EP1438484B1 (en) | 2006-12-27 |
| DE60217148T2 (de) | 2007-09-27 |
| WO2003033872A1 (en) | 2003-04-24 |
| MXPA04003490A (es) | 2004-07-30 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA005616B1 (ru) | Установка для разделения текучих сред | |
| AU2002341443A1 (en) | An installation for the separation of fluids | |
| US6197095B1 (en) | Subsea multiphase fluid separating system and method | |
| DK179274B1 (en) | Split flow pipe separator | |
| US6296060B1 (en) | Methods and systems for producing off-shore deep-water wells | |
| EP3612715B1 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| EA011658B1 (ru) | Установка для начального разделения текучей среды в устье скважины | |
| DK179810B1 (en) | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM | |
| WO2014058480A1 (en) | Multiphase separation system | |
| US11598193B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| US9371724B2 (en) | Multiphase separation system | |
| US7607479B2 (en) | Three phase downhole separator apparatus and process | |
| GB2403440A (en) | Separator | |
| US20100126925A1 (en) | Flotation device | |
| NO343870B1 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| NO20170632A1 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| Anres et al. | New solutions for subsea produced water separation and treatment in deepwater | |
| BR112019019329B1 (pt) | Unidade de produção submarina para tratamento submarino de óleo e método de separação de fluidos de uma corrente de poço contendo óleo de multifase |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 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 AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment |