EA011658B1 - Установка для начального разделения текучей среды в устье скважины - Google Patents
Установка для начального разделения текучей среды в устье скважины Download PDFInfo
- Publication number
- EA011658B1 EA011658B1 EA200601345A EA200601345A EA011658B1 EA 011658 B1 EA011658 B1 EA 011658B1 EA 200601345 A EA200601345 A EA 200601345A EA 200601345 A EA200601345 A EA 200601345A EA 011658 B1 EA011658 B1 EA 011658B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- tank
- separator
- gas
- oil
- installation according
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 32
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 24
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 67
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 50
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 6
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 239000003990 capacitor Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 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
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- 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
-
- 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
- B01D17/0205—Separation of non-miscible liquids by gas bubbles or moving solids
-
- 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
- B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
- B01D19/0052—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused
- B01D19/0057—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused the centrifugal movement being caused by a vortex, e.g. using a cyclone, or by a tangential inlet
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/10—Settling tanks with multiple outlets for the separated liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/24—Feed or discharge mechanisms for settling tanks
- B01D21/2405—Feed mechanisms for settling tanks
- B01D21/2411—Feed mechanisms for settling tanks having a tangential inlet
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/24—Feed or discharge mechanisms for settling tanks
- B01D21/2427—The feed or discharge opening located at a distant position from the side walls
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
- B01D21/24—Feed or discharge mechanisms for settling tanks
- B01D21/2494—Feed or discharge mechanisms for settling tanks provided with means for the removal of gas, e.g. noxious gas, air
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
- B03D1/00—Flotation
- B03D1/14—Flotation machines
- B03D1/1412—Flotation machines with baffles, e.g. at the wall for redirecting settling solids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
- B03D1/00—Flotation
- B03D1/14—Flotation machines
- B03D1/1418—Flotation machines using centrifugal forces
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
- B03D1/00—Flotation
- B03D1/14—Flotation machines
- B03D1/24—Pneumatic
- B03D1/247—Mixing gas and slurry in a device separate from the flotation tank, i.e. reactor-separator type
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D2221/00—Applications of separation devices
- B01D2221/04—Separation devices for treating liquids from earth drilling, mining
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
- B03D1/00—Flotation
- B03D1/14—Flotation machines
- B03D1/1443—Feed or discharge mechanisms for flotation tanks
- B03D1/1462—Discharge mechanisms for the froth
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
- B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
- B03D1/00—Flotation
- B03D1/14—Flotation machines
- B03D1/1443—Feed or discharge mechanisms for flotation tanks
- B03D1/1468—Discharge mechanisms for the sediments
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Biotechnology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Toxicology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Cyclones (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Установка для начального разделения на скважине текучей среды из нефтегазового пласта содержит по меньшей мере два соединенных друг с другом сепаратора, включающих, каждый, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость с тангенциально расположенным впуском для текучей среды, по меньшей мере одной выпускной трубой, расположенной в верхней части емкости, выпуском, расположенным в нижней части емкости, внутренней концентрической стенкой, выполненной в виде цилиндра, размещенного в верхней части емкости, и образующей открытое пространство между цилиндром и верхом емкости и проход между цилиндром и дном емкости, и выпускным патрубком для твердых веществ, расположенным в нижней части емкости, при этом установка выполнена с возможностью нагнетания газа в текучую среду, подаваемого через указанный впуск в емкость по меньшей мере одного из сепараторов.
Description
Настоящее изобретение относится к разделению смеси, доставленной в устье скважины, включающей сырую нефть, газ, воду и твердые вещества.
В частности, настоящее изобретение относится к использованию сепаратора, ранее использовавшегося как резервуар комбинированной дегазации и флотации для разделения в устье нефтяной скважины, для начального разделения на сырую нефть, газ, воду и твердые вещества.
В нефтяной промышленности добыча сырой нефти включает в себя получение смеси нефти, газа и воды из подземных пластов. В устье скважины обычно имеет место начальное разделение в одну или несколько ступеней для удаления больше воды и газа перед тем, как сырая нефть будет готова для отгрузки.
После начального разделения сырая нефть и газ могут быть дополнительно очищены до отгрузки на переработку и т. п. Воду и песок после необязательной очистки обычно выгружают в подходящий приемник, такой как море, или в резервуар.
При старении нефтяных и газовых месторождений часто обнаруживается, что объем воды, сопровождающей нефть и газ, становится намного больше и, соответственно, большие объемы должны обрабатываться в устье скважины для сохранения приемлемой производительности.
На платформах добычи нефти и газа, предназначенных для работы на морских промыслах, обычно доступно ограниченное пространство. Поэтому имеются очень строгие ограничения пространства, доступного для установки оборудования. С еще более строгим ограничением на пространство можно столкнуться, если рассматривать организацию добычи на уровне морского дна.
Известен ряд сепараторов нефть-газ-вода. В патенте США № 4424068 описаны сепаратор и способ для разделения смеси нефти, газа и воды, такой, какая может быть получена из нефтяной скважины. Сепаратор представляет собой сосуд, разделенный на сепарационные камеры снабженные рядом перегородок, и динамический сепаратор, в котором поступающая смесь несколько раз меняет направление.
Несмотря на то, что этот сепаратор был известен в течение нескольких лет, он, по-видимому, не был широко использован. Далее, поскольку сепаратор включает несколько камер и много частей, его ремонт будет занимать много времени, что может привести к дорогостоящей остановке добычи нефти.
В публикации \УО 99/20873 раскрыта ловушка для песка, которая может быть размещена на нефтяной скважине для удаления более тяжелых частиц, таких как песок, перед дальнейшей переработкой сырой нефти. Устройство имеет входной патрубок к сравнительно узкой части емкости с пространственным присоединением к сравнительно расширенной части емкости, где осаждаются песок и тяжелые частицы.
Целью настоящего изобретения является создание установки начального разделения в устье скважины текучей среды, обеспечивающей высокую эффективность разделения, высокую производительность, малую необходимую площадь с низкими требованиями к техническому обслуживанию, который мог бы изготавливаться и эксплуатироваться по умеренной цене.
Эта цель может быть достигнута путем использования сепаратора, описанного в публикации \УО 02/41965 А2 в устье скважины или в притоке к скважине для осуществления начального разделения текучей среды, выходящей из нефтяной скважины. Публикация \УО 02/41965 А2 введена в настоящую заявку посредством ссылки.
Авторы настоящего изобретения пришли к выводу, что емкости совместной дегазации и флотации по публикации \УО 02/41965 А2 могут быть применены в качестве сепаратора, напрямую присоединенного к устью скважины и осуществляющего начальное разделение текучих сред из нефтяных и газовых пластов на нефтяную фракцию, газовую фракцию и водную фракцию, необязательно, с твердыми примесями.
Согласно изобретению создана установка для начального разделения на скважине текучей среды из нефтегазового пласта, содержащая по меньшей мере два соединенных друг с другом сепаратора, включающих, каждый, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость с тангенциально расположенным впуском для текучей среды по меньшей мере одной выпускной трубой, расположенной в верхней части емкости, выпуском, расположенным в нижней части емкости, внутренней концентрической стенкой, выполненной в виде цилиндра, размещенного в верхней части емкости, и образующей открытое пространство между цилиндром и верхом емкости и проход между цилиндром и дном емкости, и выпускным патрубком для твердых веществ, расположенным в нижней части емкости, при этом установка выполнена с возможностью нагнетания газа в текучую среду, подаваемого через указанный впуск в емкость по меньшей мере одного из сепараторов.
В установке по меньшей мере одна емкость сепаратора снабжена внутренней направляющей лопаткой, расположенной между емкостью и внутренним цилиндром с образованием открытого пространства между внутренним цилиндром и внутренней направляющей лопаткой.
В установке по меньшей мере одна емкость сепаратора снабжена концентрично расположенной горизонтальной круглой пластиной, имеющей меньший диаметр чем емкость и расположенной в нижней части емкости над выпусками.
Впуск емкости первого сепаратора может включать средство для нагнетания газа в текучую среду из нефтегазового пласта перед входом текучей среды в емкость сепаратора.
- 1 011658
Впуск емкости второго сепаратора может включать средство для нагнетания газа в текучую среду из первого сепаратора пласта перед входом текучей среды в емкость второго сепаратора.
Впуск емкости сепаратора может быть предназначен для нагнетания углеводородного газа или газа, возвращаемого в цикл от добычи нефти и газа.
В установке по меньшей мере две емкости сепаратора могут быть соединены последовательно или параллельно.
В установке емкость каждого сепаратора может находиться под давлением, равным, по меньшей мере, атмосферному давлению.
В установке емкость каждого сепаратора может иметь пропускную способность, обеспечивающую начальную сепарацию около 100 м3/ч текучей среды на 1 м3 объема сепараторной емкости.
В установке выпускная труба емкости первого сепаратора может быть предназначена для нефтегазовой фазы и его выпуск может быть предназначен для водной фазы. При этом выпускная труба для нефтегазовой фазы емкости первого сепаратора может быть соединена с впуском емкости второго сепаратора, выпуск емкости второго сепаратора может быть предназначен для нефтяной фазы, а выпускная труба емкости второго сепаратора может быть предназначена для газовой фазы.
Далее изобретение описано более подробно со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 представляет схематически разрез емкости совместной дегазации и флотации согласно публикации \νϋ 02/41965 А2, используемой в установке согласно изобретению;
фиг. 2 - схематичный вид установки для начального разделения текучей среды из добывающей нефть и газ скважины согласно изобретению;
фиг. 3 - схематичный вид установки с последовательным расположением емкостей сепараторов; фиг. 4 - схематичный вид установки с параллельным расположением емкостей сепараторов.
В предпочтительном варианте осуществления настоящего изобретения установка содержит сепараторы, каждый из которых включает, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость 1 с тангенциально расположенным впуском 2, по меньшей мере одной выпускной трубой 3 для нефти и газа, расположенной в верхней части емкости, выпуском 4 для воды, расположенным в нижней части емкости, внутреннюю концентрическую стенку 10, сформированную в виде цилиндра, расположенного в верхней части емкости, образуя открытое пространство между цилиндром и верхом емкости и пространство между цилиндром и дном емкости, выпуск 8 для твердых веществ, помещенный в нижней части емкости, внутреннюю направляющую лопатку 11, помещенную между емкостью 1 и внутренним цилиндром 10, образуя открытое пространство между внутренним цилиндром и внутренней направляющей лопаткой 11, и концентрично расположенную горизонтальную круглую пластину 12, имеющую меньший диаметр, чем емкость 1 и помещенную в нижней части емкости выше выпуска 4 для воды и выпуска 8 для твердых веществ. Пластина 12 может служить в качестве вихрегасителя во время работы емкости.
Если сепаратор для использования согласно изобретению содержит только выпускную трубу для нефти и газа, то нефть и газ будут поставляться из сепаратора в виде одной фракции нефть/газ, которая впоследствии может быть разделена на нефтяную и газовую фракции на дополнительной ступени сепарации.
В другом варианте осуществления сепаратор содержит отдельные выпускные трубы для нефти и газа. Обе выпускные трубы должны быть размещены в верхней части емкости, при этом выпускная труба для газа расположена выше выпускной трубы для жидкости. Однако специалисту должно быть ясно, как расположить выпускные трубы для нефти и газа для получения раздельных фракций.
После начального разделения текучей среды из пласта водная и нефтяная фракции будут еще содержать некоторое количество газа, который может быть впоследствии удален при использовании добавочного сепаратора, предпочтительно емкости дегазации и флотации, которая описана выше. Количество газа, содержащегося в газовой и нефтяной фракциях, будет зависеть от фактических условий в сепараторе, таких как температура, давление и время пребывания.
Текучие среды, которые должны разделяться согласно настоящему изобретению, являются текучими средами, поступающими непосредственно из скважины, сообщающейся с нефтяным и газовым пластом. Такие текучие среды состоят из различных количеств углеводородов, воды и, необязательно, других составляющих. Не имеется нижнего или верхнего предела для содержания углеводородов в текучей среде, который должен обрабатываться согласно изобретению. Кроме углеводородов остальная часть текучей среды представляет обычно воду, неуглеводородные газы и твердые, такие как песок и другие минералы, присутствующие в подземных горизонтах. Текучая среда может также содержать химикалии, добавленные в подземные горизонты для того, чтобы, как должны знать специалисты, увеличить количество нефти, которое может быть извлечено.
Для улучшения разделения предпочтительно нагнетать в текучую среду газ перед ее поступлением в сепаратор. Газом предпочтительно является углеводородный газ, желательно рециркулирующий газ от добычи нефти и газа.
Сепаратор должен обычно работать под давлением, определяемым главным образом давлением, при котором текучая среда покидает устье скважины, однако давление может быть также повышено или
- 2 011658 понижено перед входом в сепаратор с использованием известных процедур. Сепаратор может работать под давлением, соответствующим атмосферному давлению и выше.
Размеры сепаратора могут быть выбраны в зависимости от количеств текучей среды, которая должна быть переработана. При работе было обнаружено, что время ее пребывания в емкости для перерабатываемой текучей среды должно составлять от примерно 20 с и выше. Предпочтительно время пребывания находится в интервале от 20 до 300 с, более предпочтительно от 25 до 240 с.
Для емкости совместной дегазации-флотации согласно изобретению эффективный объем флотации может быть рассчитан как объем пространства, ограниченного емкостью 1 и высотой жидкости в емкости. Основываясь на времени пребывания, можно рассчитать производительность емкости, например, емкость с эффективным объемом флотации 1 м3 и временем пребывания текучей среды примерно 30 с имеет производительность переработки около 100 м3 текучей среды в час.
Отношение высоты к диаметру емкости может быть выбрано в широких пределах, предпочтительно в интервале от 1:1 до 4:1, более предпочтительно от 1:1 до 2:1.
Выбор материалов, используемых для изготовления емкости, находится в пределах компетенции специалиста на основе реальных условий предполагаемого использования, таких как количества перерабатываемой жидкости, состав указанной жидкости, выбранное давление, температура жидкости и наличие возможных коррозионных химикатов в любой из фаз смеси.
Во время работы скорость, с которой сепарированные фазы выводят через соответствующие выпуски, определяет, где в емкости расположены разделы фаз между газом и нефтью, нефтью и водой, водой и твердыми веществами. Специалист должен понимать, как отрегулировать скорость отбора через соответствующие выпуски для достижения оптимального разделения.
Благодаря конструкции сепараторов согласно публикации XVО 02/41965 с вертикальными поверхностями или, по крайней мере, имеющими крутой наклон, за исключением направляющей лопатки и стабилизатора потока, никаких дополнительных узких проходов в емкости нет. Соответственно, в сепараторе нет места, подходящего для забивки или отложения осадков твердых веществ. Поэтому начальное разделение текучей среды с устья скважины может проводиться практически непрерывно без необходимости или только с минимальной необходимостью ремонта.
Последующий ремонт, когда он потребуется, даже если он нечастый, может быть легко проведен благодаря хорошо продуманной конструкции сепаратора.
Таким образом, разделение текучей среды на устье скважины или в потоке скважины согласно изобретению имеет замечательную робастность, т. е. может проводиться в течение длительного периода без перерывов, и немногие остановки, которые могут потребоваться для ремонта, могут быть сделаны короткими.
Высокая производительность в сочетании с минимальной требуемой площадью и робастность разделения согласно изобретению делает его особенно подходящим для использования на морских установках, таких как нефте- и газодобывающие платформы. Кроме того, оно также хорошо подходит для использования при нефте- и газодобывающих установках, расположенных на морском дне, поскольку при таком расположении ограничения на занимаемое пространство могут быть еще жестче, чем на обычных нефте- и газодобывающих платформах, и возможности ремонта могут быть ниже. Соответственно, сепаратор является весьма полезным и для прибрежной, и для морской добычи нефти и газа.
Далее изобретение описывается на примерах, которые не должны рассматриваться как ограничивающие изобретение.
Примеры
1. Использовали установку, показанную на фиг. 2, содержащую емкости 1,1',1 совместной дегазации и флотации в качестве сепараторов для разделения потока скважины, включающего нефть, газ и воду.
Выпускная труба 3 для нефти и газа емкости 1 присоединена к впуску 2' емкости 1'. Подобным же образом выпуск 4 для воды емкости 1 присоединен к впуску 2 емкости 1.
Текучая среда из устья скважины направляется в емкость 1 через впуск 2. В емкости 1 текучая среда разделяется на газовую и нефтяную фазу и водную фазу. Газовую и нефтяную фазу отбирают из емкости 1 через выпускную трубу 3 и вводят в емкость 1' через впуск 2' Водную фазу отбирают из емкости 1 через выпуск 4 и вводят в емкость 1 через впуск 2.
В емкости 1' газовая и нефтяная фаза разделяется на газ, который покидает емкость 1' через выпуск 17, и нефть, которая покидает емкость 1' через выпуск 18.
В емкости 1 водная фаза разделяется на воду и газ. Газ покидает емкость 1 через выпуск 19, и вода покидает емкость 1 через выпуск 20.
Для улучшения разделения в емкостях 1,1',1 дополнительный газ может нагнетаться во входные потоки по 13, 14, 15, соответственно. Газ для нагнетания может быть частью извлеченного газа из выпуска 17, как показано пунктирной линией 16.
С помощью описанной установки текучая среда из устья скважины, включающая нефть, газ и воду, весьма эффективно разделяется на нефтяную фазу, газовую фазу и водную фазу, где водная фаза имеет чистоту более 99%.
- 3 011658
2. Использовали установку, показанную на фиг. 3 и содержащую три последовательно соединенных сепаратора с емкостями 101, 102, 103 для разделения потока 104 из устья скважины на нефтяную/газовую фазу 105 и водную фазу 106. Поток 104 скважины может содержать 1000 ч/млн загрязнений (нефть/газ).
После переработки в емкости 101 водный поток 107 включает 100 ч/млн загрязнений. Поток 107 вводят на обработку в емкость 102, и водный поток 108 из емкости 102 содержит 10 ч/млн примесей. Поток 108 окончательно обрабатывают в емкости 103 и таким образом получают водный поток 106 с менее чем 5 ч/млн примесей.
Эта схема может быть, необязательно, использована для дальнейшей обработки воды 12 из емкости 1 в примере 1. Нефтегазовая фаза может быть разделена на нефть и газ обработкой в следующей емкости, как описано в примере 1. Нефтегазовая фаза может быть, необязательно, разделена в двух или нескольких емкостях последовательно.
3. Использовали установку с параллельно соединенными сепараторами, показанную на фиг. 4 и имеющую две емкости 201 и 202. Текучая среда из устья скважины поступает в емкости 201 и 202 по линиям 203 и 204. Нефтегазовую фазу отбирают по линии 205 и водную фазу отбирают по линии 206. Нефтегазовая фаза и водная фаза могут быть дополнительно обработаны, как описано в примере 1 и 2.
Фиг. 2, 5 и 4 являются лишь схематическими, и установки могут включать дополнительное оборудование, обычно используемое при добыче нефти и газа, подобное, например, клапанам, насосам, компрессорам, дополнительным трубопроводам, которые для простоты исключены. Однако описанная выше схема может быть легко приспособлена специалистом для конкретного применения.
Кроме того очевидно, что емкости совместной дегазации и флотации согласно изобретению могут быть использованы совместно в любой желаемой компоновке, т. е. последовательно и/или параллельно.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Установка для начального разделения на скважине текучей среды из нефтегазового пласта, содержащая по меньшей мере два соединенных друг с другом сепаратора, включающих, каждый, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость с тангенциально расположенным впуском для текучей среды по меньшей мере одной выпускной трубой, расположенной в верхней части емкости, выпуском, расположенным в нижней части емкости, внутренней концентрической стенкой, выполненной в виде цилиндра, размещенного в верхней части емкости, и образующей открытое пространство между цилиндром и верхом емкости и проход между цилиндром и дном емкости, и выпускным патрубком для твердых веществ, расположенным в нижней части емкости, при этом установка выполнена с возможностью нагнетания газа в текучую среду, подаваемого через указанный впуск в емкость по меньшей мере одного из сепараторов.
- 2. Установка по п.1, в которой по меньшей мере одна емкость сепаратора снабжена внутренней направляющей лопаткой, расположенной между емкостью и внутренним цилиндром с образованием открытого пространства между внутренним цилиндром и внутренней направляющей лопаткой.
- 3. Установка по п.1 или 2, в которой по меньшей мере одна емкость сепаратора снабжена концентрично расположенной горизонтальной круглой пластиной, имеющей меньший диаметр, чем емкость и расположенной в нижней части емкости над выпусками.
- 4. Установка по любому из пп.1-3, в которой впуск емкости первого сепаратора снабжен средством для нагнетания газа в текучую среду из нефтегазового пласта перед ее входом в емкость первого сепаратора.
- 5. Установка по любому из пп.1-4, в которой впуск емкости второго сепаратора снабжен средством для нагнетания газа в текучую среду, выходящую из первого сепаратора, перед ее входом в емкость второго сепаратора.
- 6. Установка по любому из пп.1-5, в которой впуск емкости сепаратора предназначен для нагнетания углеводородного газа.
- 7. Установка по любому из пп.1-6, в которой впуск емкости сепаратора предназначен для нагнетания газа, возвращаемого в цикл от добычи нефти и газа.
- 8. Установка по любому из пп.1-7, в которой по меньшей мере две емкости сепаратора соединены последовательно.
- 9. Установка по любому из пп.1-7, в которой по меньшей мере две емкости сепаратора соединены параллельно.
- 10. Установка по любому из пп.1-9, в которой емкость каждого сепаратора находится под давлением, равным по меньшей мере атмосферному давлению.
- 11. Установка по любому из пп.1-10, в которой емкость каждого сепаратора имеет пропускную способность, обеспечивающую начальную сепарацию около 100 м3/ч текучей среды на 1 м3 объема сепараторной емкости.
- 12. Установка по любому из пп.1-11, в которой выпускная труба емкости первого сепаратора предназначена для нефтегазовой фазы, а выпуск его емкости предназначен для водной фазы.- 4 011658
- 13. Установка по п.12, в котором выпускная труба для нефтегазовой фазы емкости первого сепаратора соединена с впуском емкости второго сепаратора, выпуск емкости второго сепаратора предназначен для нефтяной фазы, а выпускная труба емкости второго сепаратора предназначена для газовой фазы.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
DKPA200400068 | 2004-01-20 | ||
PCT/IB2005/000142 WO2005079946A1 (en) | 2004-01-20 | 2005-01-20 | Separation of crude oil at the well head |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200601345A1 EA200601345A1 (ru) | 2007-02-27 |
EA011658B1 true EA011658B1 (ru) | 2009-04-28 |
Family
ID=34877999
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200601345A EA011658B1 (ru) | 2004-01-20 | 2005-01-20 | Установка для начального разделения текучей среды в устье скважины |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20070277967A1 (ru) |
EP (1) | EP1706190A1 (ru) |
AR (1) | AR052635A1 (ru) |
BR (1) | BRPI0507000A (ru) |
CA (1) | CA2565546C (ru) |
EA (1) | EA011658B1 (ru) |
MX (1) | MXPA06008261A (ru) |
NO (1) | NO20063718L (ru) |
PA (1) | PA8621801A1 (ru) |
WO (1) | WO2005079946A1 (ru) |
Families Citing this family (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7597145B2 (en) * | 2005-05-18 | 2009-10-06 | Blue Marble Engineering, L.L.C. | Fluid-flow system, device and method |
EP1782870A1 (en) * | 2005-10-28 | 2007-05-09 | M-I Epcon As | A separator tank |
EP1779911A1 (en) * | 2005-10-28 | 2007-05-02 | M-I Epcon As | A separator tank |
US8715512B2 (en) * | 2007-04-03 | 2014-05-06 | Siemens Energy, Inc. | Systems and methods for liquid separation |
EP2421655B1 (en) * | 2009-04-20 | 2019-02-13 | Sorbwater Technology As | Apparatus and method for separation of phases in a multiphase flow |
EP2263766A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-22 | M-I Epcon As | A separator tank for separating oil and gas from water |
EP2263768A1 (en) * | 2009-06-17 | 2010-12-22 | M-I Epcon As | A separator tank for separating oil and gas from water |
US8887813B2 (en) * | 2010-07-02 | 2014-11-18 | Jeffrey L. Beck | Underwater oil and gas leak containment systems and methods |
US9038734B1 (en) * | 2010-07-02 | 2015-05-26 | Jeffrey L. Beck | Underwater oil and gas leak containment systems and methods |
JP5905239B2 (ja) * | 2011-10-28 | 2016-04-20 | 有限会社山口ティー・エル・オー | 油水分離装置とそれを備えた廃水処理システム |
NO334291B1 (no) | 2012-01-19 | 2014-01-27 | Ts Technology As | Apparatur og fremgangsmåte for separasjon av hydrokarboner fra hydrokarbonholdig produsert vann |
EP3089801B1 (en) | 2013-12-04 | 2022-07-20 | Schlumberger Norge AS | Compact flotation unit having multiple vanes disposed around a cylinder used for waste collection |
FR3016532B1 (fr) * | 2014-01-20 | 2017-10-13 | Solios Chemical | Equipement de traitement de residus pyrolytiques liquides par la technique dite de " detente " et procede de mise en oeuvre |
CA3082030A1 (en) * | 2017-11-10 | 2019-05-16 | Ecolab Usa Inc. | Use of siloxane polymers for vapor pressure reduction of processed crude oil |
US11161058B2 (en) | 2019-12-31 | 2021-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | Fluid separation systems for oil and gas applications |
US11090581B1 (en) | 2020-06-25 | 2021-08-17 | Saudi Arabian Oil Company | Oil and water separation |
US11294401B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-04-05 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
US11256273B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
US11274501B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
US11131158B1 (en) | 2020-07-08 | 2021-09-28 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
US11314266B2 (en) | 2020-07-08 | 2022-04-26 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
US11802645B2 (en) | 2020-07-08 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Flow management systems and related methods for oil and gas applications |
CN112983391B (zh) * | 2021-02-20 | 2021-11-19 | 西南石油大学 | 一种内部旋流与外部网管复合式油气分离装置及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3812655A (en) * | 1973-01-23 | 1974-05-28 | D Bennett | Gas-liquid separator |
US5570744A (en) * | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
EP1208897A1 (en) * | 2000-11-21 | 2002-05-29 | Epcon Norge AS | Combined degassing and flotation tank |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2730190A (en) * | 1952-02-08 | 1956-01-10 | Union Oil Co | Treatment of oil-containing water |
US4094783A (en) * | 1977-09-29 | 1978-06-13 | Jackson George F | Centrifugal flotation separator |
US4424068A (en) * | 1982-12-06 | 1984-01-03 | Mcmillan John F | Separator and method for separation of oil, gas and water |
US4800025A (en) * | 1986-08-20 | 1989-01-24 | Pony Industries, Inc. | Apparatus and process for the gas flotation purification of oil-contaminated water |
US4778443A (en) * | 1987-03-25 | 1988-10-18 | Fluor Corporation | Gas-oil-water separation system and process |
US5484534A (en) * | 1994-07-08 | 1996-01-16 | Edmondson; Jerry M. | Energy conserving method of water treatment |
US5516434A (en) * | 1995-05-26 | 1996-05-14 | Unicel, Inc. | Single cell gas flotation separator with filter media |
AU738108B2 (en) * | 1997-02-28 | 2001-09-06 | Cagniard De La Tour As | Process for simultaneous extraction of dispersed and dissolved hydrocarbon contaminants from water |
NO305348B1 (no) | 1997-10-23 | 1999-05-18 | Norske Stats Oljeselskap | Anordning for utskilling av partikler fra en fluidstr°m |
-
2005
- 2005-01-20 EP EP05702303A patent/EP1706190A1/en not_active Withdrawn
- 2005-01-20 US US10/586,526 patent/US20070277967A1/en not_active Abandoned
- 2005-01-20 BR BRPI0507000-7A patent/BRPI0507000A/pt not_active Application Discontinuation
- 2005-01-20 MX MXPA06008261A patent/MXPA06008261A/es unknown
- 2005-01-20 PA PA20058621801A patent/PA8621801A1/es unknown
- 2005-01-20 CA CA2565546A patent/CA2565546C/en not_active Expired - Fee Related
- 2005-01-20 WO PCT/IB2005/000142 patent/WO2005079946A1/en active Application Filing
- 2005-01-20 AR ARP050100211A patent/AR052635A1/es active IP Right Grant
- 2005-01-20 EA EA200601345A patent/EA011658B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-08-18 NO NO20063718A patent/NO20063718L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3812655A (en) * | 1973-01-23 | 1974-05-28 | D Bennett | Gas-liquid separator |
US5570744A (en) * | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
EP1208897A1 (en) * | 2000-11-21 | 2002-05-29 | Epcon Norge AS | Combined degassing and flotation tank |
WO2002041965A2 (en) * | 2000-11-21 | 2002-05-30 | Epcon Norge As | Combined degassing and flotation tank |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0507000A (pt) | 2007-06-05 |
US20070277967A1 (en) | 2007-12-06 |
WO2005079946A1 (en) | 2005-09-01 |
CA2565546C (en) | 2013-09-17 |
MXPA06008261A (es) | 2007-03-08 |
PA8621801A1 (es) | 2005-08-10 |
NO20063718L (no) | 2006-08-18 |
EA200601345A1 (ru) | 2007-02-27 |
EP1706190A1 (en) | 2006-10-04 |
AR052635A1 (es) | 2007-03-28 |
CA2565546A1 (en) | 2005-09-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA011658B1 (ru) | Установка для начального разделения текучей среды в устье скважины | |
DK179274B1 (en) | Split flow pipe separator | |
US7144503B2 (en) | Combined degassing and flotation tank | |
EA011338B1 (ru) | Сепаратор для разделения смеси жидкость/жидкость/газ/твердое вещество | |
CA2878608C (en) | Multiphase separation system | |
EA013254B1 (ru) | Резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, его применение и способ разделения указанной скважинной текучей среды | |
EA005616B1 (ru) | Установка для разделения текучих сред | |
EA013178B1 (ru) | Разделительный резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, применение такого резервуара и способ разделения текучей среды, включающей воду, нефть и газ | |
DK179810B1 (en) | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM | |
US9371724B2 (en) | Multiphase separation system | |
GB2403440A (en) | Separator | |
EA015894B1 (ru) | Флотационное устройство | |
CN104629794A (zh) | 一种耦合油气洗涤的油水初步分离方法及装置 | |
RU125483U1 (ru) | Трехфазный сепаратор |
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 BY KG MD TJ |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
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): AZ KZ TM RU |