NO179806B - Pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase - Google Patents
Pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase Download PDFInfo
- Publication number
- NO179806B NO179806B NO873507A NO873507A NO179806B NO 179806 B NO179806 B NO 179806B NO 873507 A NO873507 A NO 873507A NO 873507 A NO873507 A NO 873507A NO 179806 B NO179806 B NO 179806B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- centrifugal
- separator
- pump
- installation according
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 50
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 35
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 35
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 29
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 title claims description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 18
- 230000003068 static effect Effects 0.000 claims description 14
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 4
- 108010083687 Ion Pumps Proteins 0.000 claims description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 26
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
- E21B43/38—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
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase, som er plassert ved den nedre ende av en produksjonsbrønn og omfatter en separasjonsinnretning og en innretning for å reinjisere i det minste en del av den vannholdige fase i en reinjeksjonssone, plassert i et felles sylindrisk hus, hvilken separasjonsinnretning omfatter et gjenvinningskammer for den vannholdige fase. Oppfinnelsen vedrører derfor produksjon av hydrokarboner og fjerning av vann som eventuelt er tilstede i disse hydrokarboner for dettes reinjeksjon i nærheten av produksjonssonen, enten denne reinjeksjon utføres over produksjonssonen eller under denne.
Ved utnyttelse av oljefelter hvor hydrokarboner er blandet med vann er det i realiteten nødvendig å tilveiebringe en pumpe som gjør det mulig å bringe blandingen av hydrokarboner og vann til overflaten, mens det i tilfeller hvor vann ikke er tilstede vil disse hydrokarboner kunne komme opp til overflaten av seg selv på grunn av den eruptive effekt av brønnen. Installasjoner og fremgangsmåter har derfor vært foreslått som gjør det mulig å separere hydrokarbonene fra vannet og reinjisere vannet enten over eller under produksjonssonen. Det skal vises til de amerikanske patenter 4 241 787 og 4 296 810, som beskriver en fremgangsmåte og en installasjon hvor blandingen av vann og hydrokarboner separeres ved bruk av en semipermeabel membran. Deretter pumpes begge fasene, idet den tunge fase reinjiseres og den lette fase bringes mot den øvre ende av brønnen. Den installasjon som foreslås av disse patenter har flere ulemper, inklusive bruk av en semipermeabel membran, som er et lite effektivt system, spesielt i tilfelle av lave strømningshastigheter, som krever membraner av stor størrelse.
Disse installasjoner som benytter semipermeable membraner representerer tilstoppingsproblemer som gjør det nødvendig med meget strenge arbeidsregler. Videre er installasjonen som foreslås i disse amerikanske patenter meget stor. I realiteten omfatter den en hel rekke rør som forbinder separasjonssystemet med en ekstråksjonspumpe på den ene side og en reinjeksjonspumpe på den annen side.
Denne installasjon gjør det nødvendig å ha produksjonsforinger med stor diameter, og den er derfor lite forenlig med eksisterende produksjonsforinger. Videre tillater denne installasjon ikke overvåkning av den reinjiserte vannholdige fase, spesielt gjør den det ikke mulig å verifisere at den vannholdige fase ikke inneholder hydrokarboner.
En pumpeinstallasjon av den innledningsvis nevnte type er kjent fra US 2.214.064. I denne kjente installasjon skjer reinjiseringen som følge av en hydraulisk trykkhøydefor-skjell, en størrelse som i og for seg er vanskelig forutsig-bar og umulig å kontrollere og som dessuten kan variere i løpet av brønnens produksjonsfase. Separasjonen blir mangelfull, og det er ikke mulig å forhindre at en god del olje følger med det reinjiserte vann.
Formålet med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en pumpeinstallasjon av den innledningsvis nevnte type som ikke er beheftet med ovennevnte mangler og ulemper. Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved at gjenvinningskammeret står i direkte forbindelse med et sugekammer for en sentrifugalpumpe for reinjisering av den vannholdige fase, idet installasjonen også omfatter en reguleringsinnretning for regulering av reinjeksjonshastigheten som en funksjon av hydrokarboninnholdet i den reinjiserte vannholdige fase.
En reguleringsinnretning velegnet for dette formål er beskrevet i vår parallelle søknad nr. 87.3506.
Pumpeinstallasjonen omfatter fortrinnsvis en ventil, hvis åpning styres av reguleringsinnretningen. Denne ventil er fortrinnsvis forbundet med pumpen ved hjelp av et rør som inneholder en innretning for overvåkning av hydrokarboninn-
holdet i den vannholdige fase.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen omfatter separasjonsinnretningen et gjenvinningskammer for den vannholdige fase som står i direkte forbindelse med et sugekammer for sentri-fugalpumpen.
Separasjonsinnretningen kan bestå av en sentrifugalseparator. Det vil si en separator som gir blandingen en tangential hastighet som er tilstrekkelig stor til å gi separasjon av den vannholdige fase fra den lette fase. En slik sentrifugalseparator kan være en dynamisk sentrifugalseparator hvor den kinetiske energi skyldes virkningen av rotoren (eller løpehjulet), som er roterbart. Imidlertid kan også en sentrifugalseparator være en statisk sentrifugalseparator hvor den kinetiske energi som overføres til blandingen skyldes at blandingen passerer en statisk skruelinjeformet deflektor under innvirkning enten av re-injeks jonspumpen eller av potensialet av produksjonssonen.
I tilfelle av en dynamisk sentrifugalseparator drives separatorens rotor av den samme innretning som driver den reinjiserende sentrifugalpumpes rotor.
Ifølge en spesiell utførelse omfatter installasjonen et bufferkammer som er plassert over separatoren og som er ment å skulle sikre ytterligere separasjon ved hjelp av gravitasjon og gjøre behandlingskapasiteten av den vannholdige fase som kommer fra sentrifugalseparatoren ensartet. I bufferkammeret kommer den vannholdige fase til ro og utsettes således for en sekundær separasjon ved hjelp av gravitasjon. Dette kammer er fortrinnsvis forsynt med en detektor for grenseflaten mellom vann og hydrokarboner, som styrer plasseringen av produksjonsstrengen i forbindelse med den øvre del av bufferkammeret for å evakuere hydrokarbonene fra toppen av bufferkammeret. Lengden av dette kammer er varierbar og bestemmes som en funksjon av blandingens egenskaper og dens strømningshastighet.
Ifølge en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er separatoren en dynamisk sentrifugalseparator som er plassert over sentrifugalreinjeksjonspumpen, og den omfatter en sylindrisk vegg som er koaksial med nevnte hus og danner sammen med dette et ringformet kammer som utgjør pumpens sugekammer. En slik installasjon omfatter fortrinnsvis et bufferkammer over separatoren. Denne installasjon kan om nødvendig ha en andre sentrifugalpumpe som utgjør en aktiviseringspumpe for den lette fase. Installasjonen omfatter midler for innføring av to-faseblandingen i separatoren.
Oppfinnelsen vil imidlertid forstås bedre ut fra følgende beskrivelse under henvisning til vedføyede tegninger, hvor: Fig. 1 viser en hydrokarbonproduksjonsbrønn som har en installasjon ifølge oppfinnelsen; Fig. 2 viser en installasjon ifølge oppfinnelsen som er beregnet for en eruptiv brønn; Fig. 3 viser en installasjon lik den på fig. 2, men beregnet for en ikke-eruptiv brønn; Fig. 4 viser en installasjon ifølge oppfinnelsen forsynt med en statisk separator; Fig. 5 viser en annen variant av oppfinnelsen hvor installasjonen har en statisk separator; Fig. 6 er et snitt langs aksen VI- VI på fig. 5; Fig. 7 er et riss av en installasjon ifølge oppfinnelsen hvor drivkraften oppnås fra en hydraulisk motor; Fig. 1 viser en hydrokarbonproduserende brønn som har en installasjon ifølge oppfinnelsen og som muliggjør reinjeksjon av separert vann på et nivå under produksjonssonens nivå. Produksjonsinstallasjonen omfatter en brønnforing 1
som strekker seg fra overflaten av bakken til reinjeksjonssonen 2. Inne i foringen 1 er installasjonen 3 ifølge oppfinnelsen plassert på nivå med produksjonssonen 4 mellom ringformede tettende brønnpakninger 5 og 6. Den omfatter en reinjeksjonspumpe 7, en separator 8, en aktiviseringspumpe 9 og en elektrisk motor 10 som driver aktiviseringspumpen 9, separatorens 8 rotor og reinjeksjonspumpen 7. Motoren 10 tilføres elektrisitet fra overflaten via kabelen 11. Installasjonen 3 er forbundet med overflaten ved hjelp av produksjonsrør 12, som er fast forbundet med brønnhodet 13. Reinjeksjonspumpen 7 munner ut mot reinjeksjonssonen 2 via et reinjeksjonsrør 14, en reguleringsventil 15 og detektorer 16. Brønnforingen 1 er på nivå med produksjonssonen 4 forsynt med innløpsåpninger såsom ved 20, og er på nivå med reinjeksjonssonen 9 forsynt med reinjeksjonsåpninger såsom ved 21.
Fig. 2 viser et detaljert riss av en installasjon 3 beregnet for en eruptiv brønn. Separatoren 8 har et skruelinjeformet løpehjul 25 med tre trinn 26, 27, 28 og en stator 29 som er forsynt med en divergerende del 30, en konvergerende del 31 og en sirkulær yttervegg 32. Det skruelinjeformede løpehjul drives i rotasjon av elektromotoren 10 via overføringsakselen 35.
Den sirkulære vegg 40 av huset 41 danner sammen med den sirkulære vegg 32 av separatoren 8 et ringformet kammer 42, hvis rolle skal forklares nærmere nedenfor.
I sitt øvre parti omfatter separatoren 8 en deflektorvegg 200, som har en innløpssone 201 som er sirkulær og omgir overføringsakselen 35. Innløpssonen 201 er forbundet med huset 41 ved hjelp av en konvergerende vegg 202, som avgrenser en passasje 203. Denne passasje munner ut i det ringformede rom 204 som avgrenses av veggen av motoren 10 og veggen 40 av huset 41.
Inne i huset 41 og under separatoren befinner reinjeksjonspumpen 7 seg. Den omfatter en fleretrinns stator 47 og en rotor 48 forsynt med vinger 49 som er fast forbundet med det sentrale nav 50, som i sin tur er fast forbundet med den roterbare aksel 35. Pumpen 7 munner ut i kammeret 51 som avgrenses av den nedre vegg 52 av huset 41, av den sylindriske vegg 40 og av skiven 55 som utgjør den nedre ende av pumpens rotor. Dette kammer 51 er ved sitt sentrum forsynt med et rør 56 for reinjeksjonen av vannet, hvilket rør i sin tur er forbundet med reguleringsventilen 15. Oppstrøms for denne befinner det seg en anordning 16 for registrering av vannets kvalitet. Ventilen 15 munner ut i kammeret 61 via røret 14. Kammeret 61 er forsynt med perforeringer 21 for reinjiseringen. Ved sin øvre del er huset 41 lukket av veggen 70 og munner ut i produksjonsrøret 12. Elektromotoren 10 er plassert i huset 41 ved dettes øvre del og er forbundet med en matekabel 11. På nivå med produksjonssonen 4 har foringen innløpsåpninger 20 som munner ut i det ringformede rom som dannes mellom foringen 1 og huset 41. Dette hus 41 er på dette produksjonsnivå forsynt med et rør 75, som setter det ringformede rom som defineres av foringen og huset i forbindelse med den nedre del av separatoren 8, hvilken del tilsvarer det første trinn av løpehjulet.
En basis 80 danner den nedre del av separatoren 8 og den øvre del av pumpen 7. Denne basis danner også en forbind-elsessone 81 som plasserer den ringformede sone 42 og det første sugetrinn av pumpen i forbindelse med hverandre.
Den viste installasjon fungerer på følgende måte.
Blandingen av hydrokarboner og vann som befinner seg i produksjonssonen 3, trenger inn via perforeringene 20 i foringen 1 og fyller hele rommet som begrenses av brønn-pakningene 6 og 5. Via røret 75 føres denne blanding inn i den nedre del av separatoren 8, hvis rotor drives av motoren 10. Blandingen føres derfor mot det øvre parti av separatoren. Den tunge fase blir på grunn av sentrifu-galeffekten av løpehjulet av separatoren 8 gjenvunnet på periferien av separatoren og mot veggen 32 og strømmer ned i den ringformede sone 42. Den lette fase som utgjøres av hydrokarbonene, stiger mot røret 12 under den eruptive effekt av produksjonsfeltet og trenger i første omgang inn i innløpssonen 201 og passasjen 203.
Den tunge del, det vil si vannet, trekkes av pumpen 7 inn i kammeret 81 og leveres via røret 56 til reguleringsventilen 15 og reinjeksjonsåpningene 21.
Gruppen av detektorer 16 registrerer mulig tilstedeværelse av hydrokarboner i vannet. Som en funksjon av slik tilstedeværelse og kvantiteten av hydrokarbonene styrer en-heten 16 lukningen av ventilen 15 for å minske strømnings-hastigheten av vann som skal reinjiseres og øker derfor separasjonstiden i separatoren 8.
Fig. 3 viser en installasjon lik den på fig. 2, men er istedenfor beregnet for en ikke-eruptiv brønn. Den har derfor en aktiviseringspumpe 9. Denne pumpe omfatter en rotor 100 og en stator 101, som begge har flere trinn. Rotoren 100 er dannet i ett med et sentralt nav 102, som drives i rotasjon av den roterende aksel 35 av motoren 10. Pumpen 9 trekker hydrokarboner inn i den øvre og sentrale del av separatoren 8 via innløpsstussen 103, som er dannet i ett med basisen 105 som utgjør den nedre del av pumpen.
Anordningen vist på fig. 3 fungerer på samme måte som den som er vist på fig. 2.
Fig. 4 viser en modifisert utførelse av oppfinnelsen, i henhold til hvilken separatoren 8 er en statisk sentrifugalseparator. Deler som er de samme på tidligere figurer har fått samme henvisningstall.
Den statiske separator 400 har et sentralt nav 401, som har form hovedsakelig av en ogival, hvis tilspissede ende vender nedad mot bunnen av huset 402 hvor den er plassert, hvilken ogival har skruelinjeformede gjenger 403. Denne enhet er velkjent for fagmannen og kalles en statisk sentrifugalseparator. Ved anordningens bruk blir blandingen som skal separeres innført ved bunnen av separatoren, og under effekten av enten det eruptive potensial av brønnen eller av den sugevirkning som skapes av reinjiseringspumpen, blir blandingen bragt i rotasjon av finnene. I den øvre del trenger hydrokarbonene inn i passasjen 404, inn i det ringformede kammer og deretter inn i produksjonsrøret 12. Den vannholdige fase, som utgjør den tunge fase, evakueres av det ringformede kammer 42 og suges inn av pumpen 7.
På fig. 5 og 6 omfatter installasjonen ifølge oppfinnelsen en statisk separator 150 mellom aktiviseringspumpen og den dynamiske separator, hvilken statiske separator omfatter en sentral sylindrisk vegg 151 som er forsynt med åpninger 155, en nedre vegg 152 og en sylindrisk sidevegg 153.
En sylindrisk hylse 164 omgir den sentrale sylindriske vegg 151 på nivå med åpningene 155. Stillingen av den sylindriske hylse 164 på den sylindriske vegg 151 bestemmes av nivået av grenseflaten 165 mellom hydrokarbonene og vannet. I den nedre del av separatoren danner den sylindriske sidevegg 153 og veggen 41 av huset 40 et krummet parti som er lukket ved sine ender av to flate sidevegger 160 og 161. Den nedre vegg 152 er forsynt med en åpning 162 som har form av en krummet sektor hvis vinkel er komplementær med vinkelen til det krummede parti 163. Denne åpning 162 munner ut i den øvre del av det ringformede rom 42. Den sirkulære vegg 153 er fast forbundet med bunnen 152 av separatoren i en vinkel som er identisk med vinkelen til kammeret 163. Det ringformede kammer 163 som dannes av veggene 153, 41, 160 og 161 munner ved sin nedre del ut i det samme ringformede kammer 42. En slik statisk separator gir bedre separasjon av vannet og oljen, og på grunn av tilstedeværelsen av den mobile hylse 164, som kan blokkere åpningene 155 når separatoren er fylt med vann, kan den statiske separator ta hensyn til variasjonene i stillingen av grenseflaten mellom vann og olje og således ta hensyn til variasjonene i strømningshastigheten gjennom ventilen 15.
Fig. 7 viser en installasjon ifølge oppfinnelsen hvor driv-motoren er en hydraulisk motor som drives av drivfluid som består av vann som gjenvinnes ved utløpet av motoren og deretter blandes med den vannholdige fase før det reinjiseres i produksjonssonen. I denne figur er de deler som er felles med foregående figurer gitt samme henvisningstall.
Motoren 250 er en konvensjonell hydraulisk motor som har en stator og en rotor, hvilken rotor settes i rotasjon av et drivfluid som tilføres ved den øvre del gjennom kanalen 251. I den nedre del av motoren 250 oppsamles fluidet i et hus 255, som er forbundet med et ringformet kammer 256 som munner ut i den nedre del av det ringformede kammer 42 som dannes av husets 40 vegg 41 og av separatorens 7 ringformede vegg 32. I henhold til denne utførelse gjenvinnes derfor vannet som bringer den hydrauliske motor i rotasjon og blandes med vannet som kommer fra den dynamiske sentrifugalseparator .
Imidlertid er oppfinnelsen beskrevet under henvisning til de foregående figurer ikke på noen måte begrenset til disse utførelser. Spesielt kan man for hver av de viste installasjoner tilveiebringe enten en dynamisk sentrifugalseparator eller en statisk sentrifugalseparator, og hver av disse separatorer kan være tilknyttet en buffersone.
Når det gjelder buffersonen, kan det tilveiebringes en hvilken som helst anordning for å registrere nivået av grenseflaten mellom vann og hydrokarboner, og anordningene kan således være mekaniske som de viste eller være elek-triske eller være andre typer grenseflateregistrerende anordninger.
Det vil også forstås at oppfinnelsen tillater produksjon fra en produksjonssone hvor blandingen av hydrokarboner og vann også inneholder en gassformet andel. Under disse forhold vil den gassformede andel forbli blandet med hydrokarbonene og blir separert ut på overflaten.
Claims (14)
1. Pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase, som er plassert ved den nedre ende av en produksjonsbrønn og omfatter en separasjonsinnretning (8) og en innretning for å reinjisere i det minste en del av den vannholdige fase i en reinjeksjonssone (2), plassert i et felles sylindrisk hus (41), hvilken separasjonsinnretning (8) omfatter et gjenvinningskammer (81) for den vannholdige fase, karakterisert ved at gjenvinningskammeret (81) står i direkte forbindelse med et sugekammer for en sentrifugalpumpe (7) for reinjisering av den vannholdige fase, idet installasjonen også omfatter en reguleringsinnretning (15,16) for regulering av reinjeksjonshastigheten som en funksjon av hydrokarboninnholdet i den reinjiserte vannholdige fase.
2. Installasjon ifølge krav 1,
karakterisert ved at reinjeksjonsinnretningen omfatter en ventil (15) hvis åpning reguleres av nevnte reguleringsinnretning (16).
3. Installasjon ifølge krav 2, karakterisert ved at ventilen (15) er forbundet med reinjeksjonsinnretningen (16) ved hjelp av et rør (56), hvilket rør omfatter en innretning for overvåkning av hydrokarboninnholdet i den vannholdige fase.
4. Installasjon ifølge krav 1, karakterisert ved at separasjonsinnretningen er en sentrifugalseparator (25).
5. Installasjon ifølge krav 1, karakterisert ved at separasjonsinnretningen er en gravitasjonsseparator (150).
6. Installasjon ifølge krav 4, karakterisert ved at sentrifugalseparatoren er en statisk sentrifugalseparator (400).
7. Installasjon ifølge krav 4, karakterisert ved at sentrifugalseparatoren er en dynamisk sentrifugalseparator (25).
8. Installasjon ifølge krav 7, hvor den dynamiske sentrifugalseparator (25) og sentrifugalreinjeksjonspumpe (7) hver har en rotor som drives av en drivinnretning (10), karakterisert ved at sentrifugalseparatorens (25) rotor drives i rotasjon av samme innretning (35) som driver sentrifugalreinjeksjonspumpens (7) rotor.
9. Installasjon ifølge krav 1, hvor separasjonsinnretningen (8) er en sentrifugalseparator som er plassert over sentri fugalreinj eks jonspumpen,
karakterisert ved at sentrifugalseparatoren har en sylindrisk vegg (32) som er koaksial med en sidevegg (40) av et hus (41) i hvilket installasjonen er plassert, idet separatoren og veggen av nevnte hus danner et ringformet kammer (42) som utgjør sugekammeret for sentrifugalrein-jeks jonspumpen (7).
10. Installasjon ifølge krav 4, karakterisert ved at det over sentrifugalseparatoren er et bufferkammer som er dannet av en gravitasjonsseparator (150).
11. Installasjon ifølge krav 10, karakterisert ved at bufferkammeret omfatter en sentral sylindrisk vegg (41) som danner et sylindrisk kammer (163) hvis øvre ende er forsynt med åpninger (155) som tillater innstrømning av hydrokarboner derigjennom.
12. Installasjon ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at den videre omfatter en sentrifugal-aktiveringspumpe (9) for å trekke hydrokarbonene fra separasjonsinnretningen.
13. Installasjon ifølge krav 9, omfattende en sentrifugal-aktiveringspumpe for å trekke hydrokarbonene fra separa-s j onsinnretningen,
karakterisert ved at innsiden av det ringformede kammer (42) står i forbindelse med sugetrinnet for aktiviseringspumpen (9).
14. Installasjon ifølge krav 6, karakterisert ved at reinjeksjonsinnretningen omfatter en sentrifugalpumpe (7) som bringer blandingen som skal separeres i rotasjon og sender den til den statiske sentrifugalseparator (400).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR8612341A FR2603330B1 (fr) | 1986-09-02 | 1986-09-02 | Procede de pompage d'hydrocarbures a partir d'un melange de ces hydrocarbures avec une phase aqueuse et installation de mise en oeuvre du procede |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO873507D0 NO873507D0 (no) | 1987-08-19 |
NO873507L NO873507L (no) | 1988-03-03 |
NO179806B true NO179806B (no) | 1996-09-09 |
NO179806C NO179806C (no) | 1996-12-18 |
Family
ID=9338644
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO873507A NO179806C (no) | 1986-09-02 | 1987-08-19 | Pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US4805697A (no) |
FR (1) | FR2603330B1 (no) |
GB (1) | GB2194575B (no) |
NO (1) | NO179806C (no) |
Families Citing this family (53)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4954266A (en) * | 1988-10-03 | 1990-09-04 | Lingo Jr Lowell | Method and system for recovering free floating liquids from ground water |
GB2248462A (en) * | 1990-10-04 | 1992-04-08 | Shell Int Research | Producing oil from a subsurface oil-containing formation layer |
DE4204991A1 (de) * | 1991-12-24 | 1993-07-01 | Ieg Ind Engineering Gmbh | Verfahren und einrichtung zur beeinflussung von im erdreich befindlicher fluessigkeit |
DE4218255A1 (de) * | 1992-06-03 | 1993-12-09 | Ieg Ind Engineering Gmbh | Verfahren zum Ausspülen von im Erdreich vorhandenen Verunreinigungen |
NO924896L (no) * | 1992-12-17 | 1994-06-20 | Read Process Engineering As | Nede-i-hullet prosess |
US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
US5296153A (en) * | 1993-02-03 | 1994-03-22 | Peachey Bruce R | Method and apparatus for reducing the amount of formation water in oil recovered from an oil well |
NO933517L (no) * | 1993-10-01 | 1995-04-03 | Anil As | Fremgangsmåte ved utvinning av hydrokarboner i et underjordisk reservoar |
US5456837A (en) * | 1994-04-13 | 1995-10-10 | Centre For Frontier Engineering Research Institute | Multiple cyclone apparatus for downhole cyclone oil/water separation |
US5474601A (en) * | 1994-08-02 | 1995-12-12 | Conoco Inc. | Integrated floating platform vertical annular separation and pumping system for production of hydrocarbons |
US5762149A (en) * | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
US5996690A (en) * | 1995-06-06 | 1999-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator |
US5605193A (en) * | 1995-06-30 | 1997-02-25 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas compressor |
US6080312A (en) * | 1996-03-11 | 2000-06-27 | Baker Hughes Limited | Downhole cyclonic separator assembly |
US6033567A (en) * | 1996-06-03 | 2000-03-07 | Camco International, Inc. | Downhole fluid separation system incorporating a drive-through separator and method for separating wellbore fluids |
US5730871A (en) * | 1996-06-03 | 1998-03-24 | Camco International, Inc. | Downhole fluid separation system |
AU3906797A (en) * | 1996-08-01 | 1998-02-25 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for the downhole metering and control of fluids produced from wells |
US5862863A (en) * | 1996-08-26 | 1999-01-26 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
US6082452A (en) * | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
AU7002798A (en) * | 1996-11-07 | 1998-05-29 | Baker Hughes Limited | Fluid separation and reinjection systems for oil wells |
US5961841A (en) * | 1996-12-19 | 1999-10-05 | Camco International Inc. | Downhole fluid separation system |
CA2197377C (en) | 1997-02-12 | 2006-01-31 | Horst Simons | Method and apparatus for hydrocarbon production and water disposal |
AU6324698A (en) * | 1997-02-13 | 1998-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for downhole fluid separation and control of water production |
AU6275898A (en) * | 1997-02-25 | 1998-09-09 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator |
US6048462A (en) * | 1997-03-14 | 2000-04-11 | Shell Oil Company | Waste component removal from crude oil or gas |
WO1998059153A1 (en) * | 1997-06-24 | 1998-12-30 | Baker Hughes Incorporated | Cyclonic separator assembly |
US6131660A (en) * | 1997-09-23 | 2000-10-17 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) |
US6126416A (en) * | 1998-01-13 | 2000-10-03 | Camco International, Inc. | Adjustable shroud for a submergible pumping system and pumping system incorporating same |
CA2232748C (en) * | 1998-03-19 | 2007-05-08 | Ipec Ltd. | Injection tool |
US6196312B1 (en) | 1998-04-28 | 2001-03-06 | Quinn's Oilfield Supply Ltd. | Dual pump gravity separation system |
US6173774B1 (en) | 1998-07-23 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Inter-tandem pump intake |
CA2247838C (en) | 1998-09-25 | 2007-09-18 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole oil/water separation system with solids separation |
US6220830B1 (en) * | 1999-02-04 | 2001-04-24 | Bechtel National, Inc. | High efficiency blower and solar-powered soil remediation system |
US6367547B1 (en) | 1999-04-16 | 2002-04-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole separator for use in a subterranean well and method |
US6886636B2 (en) | 1999-05-18 | 2005-05-03 | Down Hole Injection, Inc. | Downhole fluid disposal apparatus and methods |
US6427774B2 (en) | 2000-02-09 | 2002-08-06 | Conoco Inc. | Process and apparatus for coupled electromagnetic and acoustic stimulation of crude oil reservoirs using pulsed power electrohydraulic and electromagnetic discharge |
US6336503B1 (en) | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation of produced water in hydrocarbon wells, and simultaneous downhole injection of separated water and surface water |
US6336504B1 (en) * | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells |
US6457531B1 (en) | 2000-06-09 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Water separation system with encapsulated electric submersible pumping device |
US6457522B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
US6547003B1 (en) | 2000-06-14 | 2003-04-15 | Wood Group Esp, Inc. | Downhole rotary water separation system |
US6412562B1 (en) | 2000-09-07 | 2002-07-02 | Baker Hughes Incorporated | Electrical submersible pumps in the riser section of subsea well flowline |
EP1191185B1 (en) * | 2000-09-26 | 2004-03-17 | Cooper Cameron Corporation | Downhole centrifugal separator and method of using same |
US7686086B2 (en) * | 2005-12-08 | 2010-03-30 | Vetco Gray Inc. | Subsea well separation and reinjection system |
NO325857B1 (no) * | 2005-12-12 | 2008-08-04 | Shore Tec Consult As | Fremgangsmåte og apparat for separasjon og injeksjon av vann fra en vann- og hydrokarbonholdig utstrømning nede i en produksjonsbrønn |
US7487838B2 (en) * | 2006-10-19 | 2009-02-10 | Baker Hughes Incorprated | Inverted electrical submersible pump completion to maintain fluid segregation and ensure motor cooling in dual-stream well |
US8316938B2 (en) * | 2007-02-13 | 2012-11-27 | Saudi Arabian Oil Company | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus |
US7828058B2 (en) * | 2007-03-27 | 2010-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Monitoring and automatic control of operating parameters for a downhole oil/water separation system |
US7708059B2 (en) * | 2007-11-13 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | Subsea well having a submersible pump assembly with a gas separator located at the pump discharge |
US8176979B2 (en) * | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
US20110056698A1 (en) * | 2009-08-18 | 2011-03-10 | Talbot Clint J | Fluid separation system for hydrocarbon wells |
BR112015016041A2 (pt) * | 2013-01-02 | 2017-11-21 | Schlumberger Technology Bv | sistema para injetar fluidos a partir de uma zona de origem para uma zona alvo de fundo de poço associada a um poço, estrutura de silo para conter uma bomba elétrica submersível de descarga em aplicações de poço de petróleo, e método para injetar fluidos a partir de uma zona de origem para uma zona alvo de poço associada a um poço |
US11578534B2 (en) * | 2021-02-25 | 2023-02-14 | Saudi Arabian Oil Company | Lifting hydrocarbons |
Family Cites Families (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2808111A (en) * | 1954-10-01 | 1957-10-01 | Sperry Sun Well Surveying Co | Subsurface pump |
US3195633A (en) * | 1960-08-26 | 1965-07-20 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations without contamination of underlying heavier liquid |
US3167125A (en) * | 1961-11-22 | 1965-01-26 | Warren P Bryan | Method for improving well production and salt water disposal |
US3199592A (en) * | 1963-09-20 | 1965-08-10 | Charles E Jacob | Method and apparatus for producing fresh water or petroleum from underground reservoir formations and to prevent coning |
US3363692A (en) * | 1964-10-14 | 1968-01-16 | Phillips Petroleum Co | Method for production of fluids from a well |
US4009756A (en) * | 1975-09-24 | 1977-03-01 | Trw, Incorporated | Method and apparatus for flooding of oil-bearing formations by downward inter-zone pumping |
US4241787A (en) * | 1979-07-06 | 1980-12-30 | Price Ernest H | Downhole separator for wells |
US4296810A (en) * | 1980-08-01 | 1981-10-27 | Price Ernest H | Method of producing oil from a formation fluid containing both oil and water |
US4429740A (en) * | 1981-09-03 | 1984-02-07 | The United States Of America As Represented By The United States Department Of Energy | Combination gas producing and waste-water disposal well |
GB2194572B (en) * | 1986-08-29 | 1989-12-20 | Elf Aquitaine | A device for separating and extracting components having different densities from an effluent |
-
1986
- 1986-09-02 FR FR8612341A patent/FR2603330B1/fr not_active Expired
-
1987
- 1987-08-19 NO NO873507A patent/NO179806C/no not_active IP Right Cessation
- 1987-09-02 GB GB8720651A patent/GB2194575B/en not_active Expired - Lifetime
- 1987-09-02 US US07/092,172 patent/US4805697A/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO873507L (no) | 1988-03-03 |
FR2603330A1 (fr) | 1988-03-04 |
NO873507D0 (no) | 1987-08-19 |
NO179806C (no) | 1996-12-18 |
FR2603330B1 (fr) | 1988-10-28 |
GB2194575A (en) | 1988-03-09 |
GB2194575B (en) | 1990-02-21 |
US4805697A (en) | 1989-02-21 |
GB8720651D0 (en) | 1987-10-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO179806B (no) | Pumpeinstallasjon for produksjon av hydrokarboner fra en blanding av hydrokarboner og en vannholdig fase | |
JP3377792B2 (ja) | 油井内の水を減少させる方法 | |
US8397811B2 (en) | Gas boost pump and crossover in inverted shroud | |
US4981175A (en) | Recirculating gas separator for electric submersible pumps | |
CA2639428C (en) | Gas separator within esp shroud | |
US6361272B1 (en) | Centrifugal submersible pump | |
US8141625B2 (en) | Gas boost circulation system | |
CA2414685C (en) | Gas dissipation chamber for through tubing conveyed esp pumping systems | |
MXPA05001748A (es) | Separador de gas-liquido que puede colocarse en el fondo de una perforacion. | |
NO336574B1 (no) | Undervannsbrønn-pumpesammenstilling for produsering av brønnfluid fra en undervannsbrønn, undervannsbrønn-pumpesammenstilling med brønnhode ved en havbunn samt en fremgangsmåte til produksjon av brønnfluid fra en undervannsbrønn. | |
US20160222770A1 (en) | Charge Pump for Gravity Gas Separator of Well Pump | |
NO154948B (no) | Sentrifugalavgasser. | |
NO331401B1 (no) | Fremgangsmåte og innretning for nedihullsseparasjon og reinjeksjon av gass/vann | |
NO313150B1 (no) | Fluidsepareringssystem | |
EP0532397A1 (fr) | Dispositif mélangeur continu, procédé et utilisation dans une installation de pompage d'un fluide de haute viscosité | |
US4386653A (en) | Anti-gas locking apparatus | |
NO20131469A1 (no) | Kulskovlprofil på diffusor | |
RU2201535C2 (ru) | Установка для откачивания двухфазной газожидкостной смеси из скважины | |
US10947831B2 (en) | Fluid driven commingling system for oil and gas applications | |
NO300515B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for pumping av en blanding av gass og væske i en utvinningsbrönn | |
US4407360A (en) | Borehole water pumping system with sandtrap | |
US11441368B2 (en) | Split-flow degasser | |
US6105671A (en) | Method and apparatus for minimizing emulsion formation in a pumped oil well | |
CN113931600A (zh) | 一种降低地面注入压力的注气管柱及方法 | |
CN210152633U (zh) | 水龙卷涡旋排水采气装置 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN FEBRUARY 2002 |