EA004226B1 - Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины, устройство для его осуществления и устьевой узел, включающий такое устройство - Google Patents

Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины, устройство для его осуществления и устьевой узел, включающий такое устройство Download PDF

Info

Publication number
EA004226B1
EA004226B1 EA200100737A EA200100737A EA004226B1 EA 004226 B1 EA004226 B1 EA 004226B1 EA 200100737 A EA200100737 A EA 200100737A EA 200100737 A EA200100737 A EA 200100737A EA 004226 B1 EA004226 B1 EA 004226B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
stream
supersonic
natural gas
flow
outlet
Prior art date
Application number
EA200100737A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200100737A1 (ru
Inventor
Корнелис Антони Тьенк Виллинк
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200100737A1 publication Critical patent/EA200100737A1/ru
Publication of EA004226B1 publication Critical patent/EA004226B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/35—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
    • B01D45/00—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces
    • B01D45/12—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces by centrifugal forces
    • B01D45/16—Separating dispersed particles from gases or vapours by gravity, inertia, or centrifugal forces by centrifugal forces generated by the winding course of the gas stream, the centrifugal forces being generated solely or partly by mechanical means, e.g. fixed swirl vanes
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D51/00—Auxiliary pretreatment of gases or vapours to be cleaned
    • B01D51/02—Amassing the particles, e.g. by flocculation
    • B01D51/06—Amassing the particles, e.g. by flocculation by varying the pressure of the gas or vapour
    • B01D51/08—Amassing the particles, e.g. by flocculation by varying the pressure of the gas or vapour by sound or ultrasonics
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D53/00—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols
    • B01D53/002—Separation of gases or vapours; Recovering vapours of volatile solvents from gases; Chemical or biological purification of waste gases, e.g. engine exhaust gases, smoke, fumes, flue gases, aerosols by condensation
    • 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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
    • 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

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Vaporization, Distillation, Condensation, Sublimation, And Cold Traps (AREA)
  • Separation Of Gases By Adsorption (AREA)
  • Lift Valve (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Lubrication Details And Ventilation Of Internal Combustion Engines (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

Данное изобретение относится к способу удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья ниже по потоку относительно устьевого штуцера. Согласно изобретению предлагается способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа, при этом способ содержит стадии: (А) обеспечения прохождения потока природного газа со сверхзвуковой скоростью через канал сверхзвукового инерционного сепаратора и охлаждения текучей среды до температуры, которая ниже температуры/давления, при которых конденсирующиеся пары начинают конденсироваться, образуя отдельные капли и/или частицы; (В) отделения капель и/или частиц от газа и (С) сбора газа, из которого удалены конденсирующиеся пары, при этом сверхзвуковой инерционный сепаратор является частью устьевого узла, расположенного по потоку ниже устьевого штуцера. Предлагается также устройство для удаления конденсирующихся паров из природного газа, которое является частью устьевого узла по потоку ниже устьевого штуцера, и устьевой узел, который содержит это устройство.

Description

Область техники, к которой относится изобретение
Данное изобретение относится к способу удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины ниже устьевого штуцера по потоку, к устьевому устройству для удаления конденсирующихся паров из потока природного газа, которое является частью устьевого узла и к устьевому узлу, содержащему указанное устройство.
Уровень техники
В качестве информации для характеристики уровня техники, относящегося к устьевым узлам и их штуцерам (называемым иногда также вентилями), предназначенными для управления потоком из скважины, можно привести следующие патенты США:
Патент США № Изобретатель Название
3155401 Ми8о1Г Устьевой узел
3297344 Напе8 Соединители для скважинных частей
4194718 Вакег и др. Штуцер
4102401 ЕгЬ81ое88ег Отвод жидкости для обработки скважины с помощью уплотняющих шариков малой плотности
4606557 СоГГеу Подводная устьевая муфта
4898235 ЕппдЫ Устьевое устройство для использования в добывающей газ плунжерной скважине, имеющей закрывающий таймер, и способ его использования
Природный газ, добываемый из подземно го или подводного морского разрабатываемого газоносного пласта (в последующем подземный пласт), требует отделения компонентов, которые являются обычно жидкими или которые имеют относительно высокую температуру конденсации. Эти компоненты, которые в общем обозначаются в формуле изобретения и в описании понятием конденсирующиеся пары, включают воду, пропан, бутан, пентан, пропилен, этилен, ацетилен и другие, такие как диоксид углерода, сероводород, азотный газ и т.п. Обычно газовый поток обрабатывают на поверхности, по потоку ниже устья скважины, которая соединена с подземным разрабатываемым газоносным пластом через первичную скважину, содержащую трубы, проходящие вниз от устья скважины.
Сепараторы для удаления воды из газа при его добыче известны, например, из патента США № 5333684. В этом устройстве используются плавающие шары, которые всплывают и блокируют путь потока, когда уровень воды в скважине становится высоким, и затем с нарастанием давления газа уровень воды принудительно опускается, что позволяет получать газ, не содержащий жидкой воды. Это устройство способно лишь удерживать жидкую воду от добываемого газа. Однако оно не способно удалять воду из скважины, а также понижать температуру точки росы добытого газа.
В патенте США № 5794697 также раскрыт отпускной сепаратор для извлечения газа из смеси жидкостей и добываемого в скважине газа. Этот патент относится к сжатию в скважине газа и к повторному закачиванию газа в газовую шапку над нефтью, оставшейся в пласте. Показан и описан сепаратор в виде спирального бура, который придает вихревое движение текучей среде с последующим удалением газа из центра вихря. Этот сепаратор также не понижает температуру точки росы газа, а только разделяет существующие фазы.
В ЕР-А-0711903 и в патенте США 3599400 раскрыты центробежные сепараторы нефти/газа, в которых добытая сырая нефть и природный газ разделяются с помощью центробежных сил, в котором однако добываемые фазы не расширяют, так что эти сепараторы разделяют существующие фазы нефти и газа.
Сепараторы, которые являются эффективными для понижения точки росы газов, обычно требуют сложного оборудования и инструментов, таких как охлажденные абсорбционные масла или гликолевые абсорбенты. Такие операции являются обычно слишком сложными для расположения в устьях, таких как устья на дне моря, и слишком дорогостоящими для расположения в отдельных устьях газоносного месторождения.
Желательно иметь дегидратор в виде части устьевого оборудования по потоку ниже устьевого штуцера, который не только удаляет жидкую воду, но и понижает температуру точки росы добытого газа, и является простым и недорогим.
Существует множество способов отделения компонентов из газовых или других текучих сред. Примеры обычных сепараторных устройств включают дистилляционные колонны, фильтры и мембраны, центрифуги, отстойные резервуары, электростатические осадители, сушки, охладители, циклоны, сепараторы с вихревой трубой и абсорберы. Дополнительно к этому, в уровне техники описаны инерционные сепараторы, снабженные сверхзвуковым соплом.
В патенте ДР-А-02017921 описано разделение газовой смеси с использованием сверхзвукового потока. Устройство включает в себя вихревую форсунку, расположенную по потоку выше сверхзвукового сопла. Затем вихревой поток текучей среды проходит через аксиально симметричное расширяющееся сопло для образования мелких частиц. Вихрь сохраняется на большой осевой длине, создавая большое падение давления.
В патенте И8-А-3559373 описан сверхзвуковой сепаратор, включающий вход для газа высокого давления, имеющую прямоугольное сечение горловину и И-образный канал с прямоугольным поперечным сечением. Канал имеет наружную изогнутую проницаемую стенку. Газовый поток подается на газовый вход с дозвуковыми скоростями. Газ уплотняется при проходе через горловину и расширяется в канал, увеличивая скорость до сверхзвуковой скорости. Расширение потока в сверхзвуковой зоне приводит к коалесценции капель, при этом большие капли проходят через наружную проницаемую стенку и собираются в камере.
В патенте иК-А-1103130 описаны способ и устройство для разделения компонентов газового потока, в котором поток ускоряется до сверхзвуковой скорости и подвергается воздействию сильного электрического поля в соединении с интенсивным звуком. Таким образом, можно обрабатывать природный газ из скважины, подводимый через трубопровод.
В патенте ЕР-А-0496128 описаны способ и устройство для отделения газа из газовой смеси. Устройство включает в себя цилиндр, который сужается к соплу и затем расширяется в зону вихря. Газ входит через входное отверстие цилиндра с дозвуковой скоростью и проходит через сужающуюся часть сопла. Поток расширяется из сужающейся части в расширяющуюся часть цилиндра с сверхзвуковой скоростью. Пара дельтовидных пластин сообщает вихревое движение сверхзвуковому потоку. Комбинация из сверхзвуковых скоростей и вихревого движения способствует конденсации и отделению конденсирующегося компонента от газовых компонентов протекающего потока. Выходная труба расположена по центру цилиндра для обеспечения выхода газовых компонентов протекающего потока с сверхзвуковой скоростью. Жидкие компоненты продолжают движение через вторую сужающуюся часть, которая понижает скорость до дозвуковой, и через вентилятор, и окончательно выходят из цилиндра через второй выход.
В АО 99/01194 описан аналогичный способ и соответствующее устройство для удаления выбранного газового компонента из потока текучей среды, содержащей множество газовых компонентов. Это устройство снабжено возбудителем ударного потока по потоку ниже коллекторной зоны для уменьшения осевой скорости потока до дозвуковой скорости. Применение ударной волны таким образом приводит к более эффективному разделению образовавшихся частиц.
В этих источниках описаны различные сверхзвуковые инерционные сепараторы. Однако ни в одном из них не описывается их использование в качестве части устьевого оборудования ниже устьевого штуцера по потоку.
Сущность изобретения
Данное изобретение относится к способу удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины ниже его устьевого штуцера по потоку.
Согласно изобретению, создан способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа, при этом способ содержит стадии:
(A) обеспечения прохождения потока природного газа с сверхзвуковой скоростью через канал сверхзвукового инерционного сепаратора и обеспечения тем самым охлаждения текучей среды до температуры, которая ниже температуры/давления, при которых конденсирующиеся пары начинают конденсироваться, образуя отдельные капли и/или частицы;
(B) отделения капель и/или частиц от газа; и (C) собирания газа, из которого удалены конденсирующиеся пары, при этом сверхзвуковой инерционный сепаратор расположен вблизи устья скважины добычи природного газа для отделения конденсирующихся паров от потока природного газа, добытого из скважины.
Создано также устройство для удаления конденсирующихся паров из природного газа, которое расположено вблизи устья и устьевого оборудования, содержащего указанное устройство.
Подробное описание изобретения
Могут быть использованы любые инерционные сепараторы, снабженные сверхзвуковым соплом, описанным выше. Предпочтительным сепаратором является сепаратор типа, описанного в ЕР-А-0496128, т.е. в котором сверхзвуковой поток, содержащий капли и/или частицы приводится в вихревое движение, обеспечивая тем самым движение капель и/или частиц в потоке в радиально внешнюю часть коллекторной зоны с последующим отделением этих капель и/или частиц в сверхзвуковой коллекторной зоне.
В предпочтительном варианте выполнения данного изобретения ударная волна, вызванная переходом от сверхзвукового к дозвуковому потоку, возникает выше по потоку отделения конденсирующихся паров из коллекторной зоны. Было установлено, что эффективность разделения значительно повышается, если сбор капель и/или частиц в коллекторной зоне осуществляется после ударной волны, т. е. в дозвуковом потоке, а не в сверхзвуковом потоке. Предполагается, что это вызвано тем, что ударная волна рассеивает существенное количество кинетической энергии потока и тем самым сильно уменьшает осевую составляющую скорости текучей среды, в то время как тангенциальная составляющая (обусловленная генератором вихря) остается по существу неизменной. В результате плотность капель и/или частиц в радиально внешней части коллекторной зоны значительно выше, чем в других зонах канала, где поток является сверхзвуковым. Считается, что этот эффект обусловлен сильно уменьшенной осевой скоростью текучей среды и тем самым ослабленной тенденцией частиц к увлечению центральным сердечником потока, где текучая среда протекает с более высокой осевой скоростью, чем вблизи стенок канала. Таким образом, в режиме дозвукового потока центробежным силам, действующим на конденсированные капли и/или частицы, не в сильной степени противодействует увлекающее воздействие центрального сердечника потока, так что частицы могут собираться в радиально внешней части коллекторной зоны, из которой они извлекаются.
Ударная волна предпочтительно создается посредством пропускания потока текучей среды через диффузор. Подходящим диффузором является сверхзвуковой диффузор. Диффузор может быть, например, расширяющегося объема, или сужающегося и затем расширяющегося объема.
В предпочтительном варианте выполнения коллекторная зона расположена смежно с выпускным концом диффузора.
Данное изобретение можно применять на практике в соединении с другими операциями для осуществления сушки потока текучей среды с помощью других средств с целью уменьшения нагрузки на сепаратор, согласно данному изобретению. Поток, содержащий конденсирующиеся пары из коллекторной зоны, или же поток, из которого отделены конденсирующиеся пары, может быть также подвергнут дополнительной операции отделения, например, в сушке или сепараторе.
Сверхзвуковой поток, согласно данному изобретению, также обуславливает быстрое расширение, за счет чего осуществляется охлаждение сжимаемого потока текучей среды. Это охлаждение приводит к конденсации паров в такой степени, что охлаждение понижает температуру потока ниже точки росы потока текучей среды.
Любую газовую фракцию, выделенную из радиально наружной части коллекторной зоны, предпочтительно можно подавать обратно на вход, предпочтительно с использованием индуктора, для повышения давления снова до давления входного потока.
Средство для обеспечения прохождения потока со сверхзвуковой скоростью предпочтительно содержит вход канала в виде сопла Лаваля, при этом наименьшая площадь поперечного сечения потока диффузора больше наименьшей площади поперечного сечения потока входа в виде сопла Лаваля.
Краткое описание чертежей
На чертежах схематично изображено на фиг. 1 - продольный разрез первого варианта выполнения сепаратора, используемого при реализации данного изобретения;
на фиг. 2 - продольный разрез второго варианта выполнения сепаратора, используемого при реализации данного изобретения;
на фиг. ЗА и 3В - устройство согласно данному изобретению у скважины;
на фиг. 4 - устройство, используемое для демонстрации возможности реализации данного изобретения.
Описание предпочтительных вариантов выполнения
На фиг. 1 показан канал в виде открытого на концах трубчатого корпуса 1, имеющий вход 3 для текучей среды на одном конце корпуса.
Первый выход 5 для загруженной конденсирующимися парами текучей среды находится вблизи другого конца корпуса, а второй выход 7 для, по существу, не содержащей конденсирующиеся пары текучей среды находится на другом конце корпуса. Направление потока в устройстве 1 от входа 3 к первому и второму выходам 5, 7. Вход 3 является ускорительной частью, содержащей сопло Лаваля, имеющее продольное сечение сужающейся - расширяющейся формы в направлении потока для придания сверхзвуковой скорости потоку текучей среды, входящему в корпус через вход 3. Корпус 1 дополнительно снабжен первичной цилиндрической частью 9 и диффузором 11, при этом первичная цилиндрическая часть 9 расположена между входом 3 и диффузором 11. Одно или более (например, четыре) дельтовидных крыла 15 выступают радиально внутрь от внутренней поверхности первичной цилиндрической части 9. Каждое крыло 15 установлено под выбранным углом относительно направления потока в корпусе для придания вихревого движения текучей среде, протекающей со сверхзвуковой скоростью через первичную цилиндрическую часть 9 корпуса 1.
Диффузор 11 имеет продольное сечение сужающейся-расширяющейся формы в направлении потока, образуя вход 17 диффузора и выход 19 диффузора. Наименьшая площадь поперечного сечения потока диффузора больше наименьшей площади поперечного сечения потока сопла Лаваля входа 3.
Корпус 1 дополнительно содержит вторичную цилиндрическую часть 17, имеющую большую площадь прохождения потока, чем первичная цилиндрическая часть 9, и расположенную по потоку ниже диффузора 11 в виде продолжения диффузора 11. Вторичная цилиндрическая часть 17 снабжена продольными выходными щелями 18 для жидкости, при этом щели 18 расположены на подходящем расстоянии от выхода 19 диффузора.
Выходная камера 21 окружает вторичную цилиндрическую часть 17 и снабжена указанным выше первым выходом 5 для потока концентрированных твердых частиц.
Вторичная цилиндрическая часть 17 заканчивается указанным выше вторым выходом для по существу газа.
Ниже приводится описание нормальной работы устройства 1.
Ί
Поток, содержащий твердые частицы микронного размера входит в сопло Лаваля через вход 3. При прохождении потока через вход 3 поток ускоряется до сверхзвуковой скорости. Вследствие сильного повышения скорости потока температура потока может уменьшится ниже точки конденсации тяжелых газовых составляющих потока (например, водяных паров), которые за счет этого конденсируются с образованием множества жидких частиц. При прохождении потока вдоль дельтовидных крыльев 15 потоку сообщается вихревое движение (схематично обозначенное спиралью 22), так что на жидкие частицы воздействуют направленные радиально наружу центробежные силы. Когда поток входит в диффузор 11, то вблизи расположенного ниже по потоку выхода 19 диффузора 11 создается ударная волна. Ударная волна рассеивает значительное количество кинетической энергии потока, за счет чего в основном уменьшается осевая составляющая скорости потока текучей среды. Вследствие сильного уменьшения осевой составляющей скорости центральная часть потока (или сердечник) протекает с уменьшенной осевой скоростью.
Это обуславливает уменьшение тенденции увлечения конденсированных частиц центральной частью потока, протекающего во вторичной цилиндрической части 17. Поэтому конденсированные частицы могут образовывать агломераты в радиально наружной части коллекторной зоны потока во вторичной цилиндрической части 17. Агломерированные частицы образуют слой жидкости, который извлекается из коллекторной зоны через выходные щели 18, выходную камеру и первый выход 5 для, по существу, жидкости.
Поток, из которого была удалена вода (и любые конденсирующиеся пары), выходит через второй выход 7 для, по существу, не содержащего твердых частиц газа.
На фиг. 2 показан второй вариант выполнения устройства согласно изобретению, при этом устройство содержит трубчатый корпус 23 с открытыми концами с входом 25 для текучей среды в виде сопла Лаваля на одном конце. На другом конце корпуса находится первый выход 27 для потока, содержащего жидкости. Направление потока текучей среды в устройстве обозначено стрелкой 30. Корпус от входа 25 до выхода 27 для жидкости имеет первичную, по существу, цилиндрическую часть 33, расширяющийся диффузор 35, вторичную цилиндрическую часть 37 и расширяющуюся часть 39. Дельтовидное крыло 41 выступает радиально внутрь в первичной цилиндрической части 33, при этом крыло 41 установлено под выбранным углом к направлению потока в корпусе для придания вихревого движения текучей среде, протекающей с сверхзвуковой скоростью через корпус 23. Имеющий форму трубы второй выход 43 для, по существу, газа проходит коакси ально через первый выход 27 в корпус и имеет входное отверстие 45 на нижнем по потоку конце вторичной цилиндрической части 37. Внутри выхода 43 предусмотрено спрямляющее устройство (не изображено), например, спрямляющее устройство вентиляторного типа, для преобразования вихревого потока газа в выпрямленный поток.
Дельтовидное крыло предпочтительно имеет профиль треугольной формы, при этом передняя кромка наклонена относительно вершины крыла.
Нормальная работа второго варианта выполнения аналогична нормальной работе первого варианта выполнения. Завихрение сверхзвукового потока происходит в первичной цилиндрической части 33, ударная волна возникает вблизи перехода диффузора 35 во вторичную цилиндрическую часть 37. Дозвуковой поток возникает во вторичной цилиндрической части 37, поток, содержащий твердые частицы и любые конденсированные жидкости, выходит через первый выход 27. Высушенный газ выходит через второй выход 43, в котором вихревой поток газа преобразуется в выпрямленный поток с помощью спрямляющего устройства.
В приведенном выше описании корпус, первичная цилиндрическая часть, диффузор и вторичная цилиндрическая часть имеют круглое поперечное сечение. Однако может быть выбрано любое другое подходящее поперечное сечение этих элементов. Первичная и вторичная цилиндрические части в качестве альтернативного решения также могут иметь форму, отличную от цилиндрической, например, форму усеченного конуса. Кроме того, диффузор может иметь любую другую подходящую форму, например, без сужающейся части (как показано на фиг. 2), в особенности для применения при низких сверхзвуковых скоростях текучей среды.
Вместо крыльев, установленных каждый под фиксированным углом относительно осевого направления корпуса, может быть установлено крыло с увеличивающимся углом в направлении потока, предпочтительно в комбинации со спиральной формой крыла. Аналогичный результат может быть обеспечен при расположении плоских крыльев вдоль пути с увеличением угла относительно оси первоначального потока.
Кроме того, каждое крыло может быть снабжено поднятой вершиной крыла (называемой также крылышком).
Вместо диффузора, имеющего расширяющуюся форму (фиг. 2), диффузор в качестве альтернативного решения может иметь расширяющуюся часть с последующей сужающейся частью в направлении потока. Преимуществом такого диффузора расширяющейся-сужающейся формы является то, что в диффузоре происходит меньшее увеличение температуры текучей среды.
На фиг. ЗА показано устройство, согласно данному изобретению, на подводном морском устье. Подводная морская скважина 301 показана в толще воды 313 с обсадной трубой 302, имеющей перфорацию 303, обеспечивающую соединение внутреннего пространства скважины 304 с пластом 312. Схематично показано типичное устьевое оборудование 305. Сепаратор 306, согласно данному изобретению, отделяет в основном жидкий поток от высушенного потока 308 паров. Температура на дне 309 моря приближается к температурам замерзания и поэтому образование гидратов в проходящем по дну моря трубопроводе является серьезной проблемой. Данное изобретение обеспечивает создание простой, требующей небольшого обслуживания и недорогой системы дегидрации. Отделенные жидкости могут быть снабжены добавкой 310 ингибитора гидратообразования с помощью контролируемого впрыска 311.
На фиг. 3В показан другой вариант выполнения устройства, при этом скважина 350 расположена на поверхности 351. Скважина имеет обсадную трубу 354, снабженную перфорацией 355. Может быть предусмотрено обычное устьевой оборудование 352. Сепаратор 353 жидкости от газа снабжен выходом 356 для жидкости и системой 357 контроля уровня. Выход 363 для газа из сепаратора жидкости от газа подходит к дегидратору 358, согласно данному изобретению. Пары из выхода 359 сепаратора, согласно данному изобретению, являются сухим газом 360, имеющим точку росы ниже точки росы добываемого газа. Жидкость из сепаратора 358, согласно данному изобретению, может содержать пары, которые являются насыщенными, и поэтому их предпочтительно направляют во второй сепаратор 361 жидкости от газа.
Жидкость 362 из этого второго сепаратора может быть объединена с жидкостью из первого сепаратора, или же может направляться отдельно в наземное оборудование. В качестве альтернативного решения, жидкость из второго сепаратора можно повторно впрыскивать в пласт для эффективного устранения. Жидкость из второго сепаратора можно закачивать в резервуар высокого давления, или же она может стекать под имеющимся давлением в пласт низкого давления. Если желательно повторное впрыскивание, то жидкость из второго сепаратора можно собирать и затем повторно впрыскивать, или же повторно впрыскивать в скважину, из которой был добыт газ.
Пары 365 из второго сепаратора жидкости от воды можно рециркулировать через декомпрессорное сопло Вентури на вход сепаратора, согласно данному изобретению.
Поток 364, насыщенный водой и конденсирующимися углеводородами, предпочтительно достаточно насыщен водяным паром, так что нет необходимости в добавках, исключающих образование гидратов. Даже если желательно ингибирование гидратообразования, то количество необходимого ингибитора гидратообразования значительно снижается, поскольку необходимо обрабатывать меньший объем текучей среды, подлежащей обработке.
Создающие вихрь средства могут быть установлены у входной части канала, а не ниже по потоку от входной части.
Примеры
Для данного изобретения было подготовлено и продемонстрировано испытательное устройство для отделения водяного пара от воздуха. Очевидно, что при использовании устройства под землей, на дне моря или у устья будут иметь место другие температуры, давления и числа Маха. Однако для специалистов в данной области техники не представляет трудности выполнить соответствующую коррекцию. На фиг. 4 показана общая конфигурация используемого устройства.
В этом примере воздух 425 сжимается до 140 кПа (1,4 бар(а)) с помощью нагнетательного вентилятора 401 для получения сжатого воздуха 426. После вентилятора воздух охлаждают до около 25-30°С с помощью ребристого охладителя 402, расположенного в резервуаре 418, и затем в пространство пара ниже охладителя 420 разбрызгивают воду 419, обеспечивая насыщение воздуха водой (относительная влажность КУ = 90%). Этот насыщенный водой воздух 427 подают в парожидкостной сепаратор 403, в котором воду с небольшим количеством проскакивающего воздуха выделяют в виде влажного потока 421, проходящего вместе с потоком жидкости, и отдельно выводят высушенный воздух 422.
В данном примере устройство снабжено трубчатыми каналами потока, хотя такие же результаты можно получить с прямоугольными или не симметричными поперечными сечениями. Поэтому всегда указываются диаметры и они относятся к внутренним диаметрам.
Типичные условия на входе приведены ниже:
1. Удельный массовый расход: 1, 2 кг/с
2. Входное давление: 140 кПа (1400 мбар(а))
3. Входная температура: 25°С
4. Входная влажность: 90%
Устройство обеспечивает конденсацию водяного пара, в результате чего создается эмульсионный поток, содержащий большое число водных капель. Конечные давление и температура составляют 68 кПа (680 мбар(а)) и 28°С, в результате чего обеспечивается пренебрежимо малая фракция водяного пара.
Диаметр 404 горловины сопла составляет мм. Входной диаметр 405 равен 300 мм, хотя его величина не оказывает влияния на работу устройства. Выходной диаметр 400 сопла равен мм для получения условия сверхзвукового потока; обычно, соответствующего числу Маха М = 1,15.
Длины сопла определяются скоростью охлаждения, которая в данном случае составляет 19000 К/с. Специалисты в данной области техники могут определить профили давления и температуры для потока, проходящего через устройство, и тем самым - скорость охлаждения. Скорость охлаждения определяет распределение размера частиц. Понижение скорости охлаждения приводит к повышению среднего размера капель.
Длины сопла составляют:
Ь1, 406: 700 мм: от входа сопла до горловины сопла, Ь2, 407: 800 мм: от горловины сопла до выхода сопла.
Для уменьшения потерь на трение шероховатость стенок выбрана небольшой, предпочтительно 1 мкм.
В зависимости от применения можно использовать любой жесткий материал для выполнения сопла с учетом указанных выше параметров конструкции.
Между выходом сопла и диффузором расположена вихревая труба 408. В вихревой трубе установлен крылоподобный, вызывающий завихрение внутренний элемент 409. На кромке этого внутреннего элемента создается вихрь на верхней стороне (стороне низкого давления) и сбрасывается с плоскости предпочтительно на задней кромке. Корневая хорда этой крылоподобной пластины присоединена к внутренней стенке вихревой трубы.
Входной диаметр 400 вихревой трубы равен 80 мм. В данном случае вихревая труба является слегка конической; диаметр линейно увеличивается по длине хорды крыла до 84 мм (диаметр 423).
После конической части 410 вихревой трубы диаметр вихревой трубы остается постоянным и равным 84 мм на длине, где капли осаждаются на внутреннюю стенку (длина отделения). Эти две длины составляют: Ь3, 410: 300 мм: от верхней точки крыла до задней кромки крыла, от Ь4, 412: 300 мм: от задней кромки крыла до диффузора.
Размеры внутреннего крыла зависят от предпочтительной циркуляции или общей завихренности. Эта циркуляция составляют обычно 16 м2/с при длине хорды крыла 300 мм, размахе крыла на задней кромке 60 мм и угле атаки у хорды крыла относительно оси трубы 8°. Угол стреловидности передней кромки (от линии, перпендикулярной потоку) составляет 87° и угол стреловидности задней кромки составляет около 40°. Кромки крыла выполнены острыми. Плоскость крыла является плоской, а профиль экстремально узким. Толщина крыла у основания составляет 4 мм. Крыло наклонено относительно оси трубы на 8°.
В дренажной части обеспечивается удаление жидкости из вихревой трубы. Дренажная часть не является четко определенным устройством, а является составной частью вихревой трубы, образованной с помощью щелей, пористых материалов, отверстий в стенках вихревой трубы; или же, как показано на фиг. 4, является составной частью диффузора, образованной с помощью вихревого вкладыша 413 (коаксиального канала). В этом случае вихревой вкладыш (коаксиальный канал) расположен по центру в канале после ударной волны, которая создавалась непосредственно после вихревой трубы в первой части 414 диффузора.
Размеры вихревой трубы зависят от соотношения диаметра 414 диффузора в этом месте (90 мм на входе) и входного диаметра 425' вихревого вкладыша в этой точке (85 мм на входе). Разница этих площадей поперечного сечения влияет на минимальный поток, который выделяется из основного потока, содержащего жидкости. В данном случае этот минимальный поток составил 10% от основного потока, т.е. 0,12 кг/с. Длина 433 диффузора составляет 1500 мм.
В диффузоре остаточная кинетическая энергия потока преобразуется в потенциальную энергию (увеличение статического давления). Желательно избегать отделения приграничного слоя, которое может вызвать срыв потока, что снижает эффективность. Поэтому половина угла расширения диффузора в данной испытательной установке должна быть предпочтительно меньше 5° и в данном случае составляет 4°. Диаметр входа диффузора равен диаметру входа вихревого вкладыша (85 мм). Выходной диаметр 415 диффузора равен 300 мм, и сухой воздух в этой точке имеет приблизительно атмосферное давление. Производительность устройства измерялась с помощью двух датчиков влажности (емкостных, изготовленных фирмой Уаща1а), расположенных на входе 416 воздуха и на выходе 417 сухого воздуха, оба с коррекцией на температуру и давление. Типичная величина фракций воды на входе составляла 18-20 г водяного пара на 1 кг сухого воздуха. Типичная величина фракций воды на выходе составляла 1315 г водяного пара на 1 кг сухого воздуха. Это означает, что эффективность отделения входного водяного пара составляет около 25%. Это также соответствует отделению жидкостей, конденсированных в сверхзвуковой зоне, поскольку большинство жидкой воды, присутствующей во входном потоке, конденсируется в этой точке.

Claims (15)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа, содержащий стадии:
    (А) пропускания потока природного газа со сверхзвуковой скоростью через канал сверхзвукового инерционного сепаратора (1, 23, 306,
    358) для охлаждения текучей среды до темпера13 туры, ниже температуры или давления, при которых конденсирующиеся пары начинают конденсироваться с образованием отдельных капель и/или частиц;
    (B) отделения капель и/или частиц от газа и (C) сбора газа, из которого удалены конденсирующиеся пары, отличающийся тем, что поток природного газа пропускают через сверхзвуковой инерционный сепаратор (1, 23, 306, 358), установленный вблизи устья (305, 352) скважины (301, 350) добычи природного газа.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что на стадии (В) возбуждают вихревое движение (22) в сверхзвуковом потоке текучей среды, заставляя конденсирующиеся пары проходить в потоке в радиально наружную часть коллекторной зоны с последующим дозвуковым или сверхзвуковым отделением конденсирующихся паров в выходной поток из радиально наружной части коллекторной зоны.
  3. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что вихревое движение создают с помощью крыла (15, 41), расположенного в зоне сверхзвукового потока.
  4. 4. Способ по любому из пп.2 или 3, отличающийся тем, что дополнительно содержит стадию создания ударной волны в потоке выше коллекторной зоны по потоку и ниже по потоку места (15, 41), в котором создают вихревое движение.
  5. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что ударную волну создают путем обеспечения прохождения потока текучей среды через диффузор (11, 35).
  6. 6. Способ по любому из пп.1-5, отличающийся тем, что дополнительно содержит стадию добавления ингибитора гидратообразования в выходной поток, выделенный из радиально наружной части коллекторной зоны.
  7. 7. Устройство (1, 23, 306, 358) для удаления конденсирующихся паров из природного газа, содержащее ускорительную часть для ускорения газа до сверхзвуковой скорости, часть (15, 41) создания вихревого движения газа, коллекторную зону, выполненную с обеспечением возможности удаления из нее потока газа, содержащего уменьшенное количество конденсирующихся паров, и радиально наружную часть коллекторной зоны, приспособленную для сбора из нее конденсирующихся паров, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью установки вблизи устья скважины добычи природного газа и взаимодействия с ним.
  8. 8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно дополнительно содержит инициатор (11, 35) ударной волны ниже по потоку части, создающей вихрь.
  9. 9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что инициатор ударной волны является диффузором (11, 35), расположенным с возможностью инициализации ударной волны выше коллекторной зоны по потоку.
  10. 10. Устройство по любому из пп.7-9, отличающееся тем, что ускорительная часть содержит вход (3, 25) канала в виде сопла Лаваля, причем наименьшая площадь поперечного сечения потока диффузора (11, 35) больше наименьшей площади поперечного сечения потока сопла Лаваля входа (3, 25), и в котором часть создания вихревого движения потока содержит устройство (15, 41) в виде крыла.
  11. 11. Устьевой узел, отличающийся тем, что он содержит устройство по любому из пп.7-9, установленное по потоку ниже устьевого штуцера (305, 352).
  12. 12. Устьевой узел по п.11, отличающийся тем, что он содержит подводное морское устье (305).
  13. 13. Устройство по п.7, отличающееся тем, что радиальная наружная часть коллекторной зоны сообщена с первым кольцевым выходом (21, 27) для сбора потока текучей среды, обогащенной конденсирующимися парами, а центральная часть коллекторной зоны сообщена со вторым трубчатым выходом (7, 43) для сбора потока текучей среды, обедненной конденсирующимися парами, при этом второй трубчатый выход (7, 43) образован, по существу, прямой трубой, по существу, коаксиальной первому кольцевому выходу (21, 27), по меньшей мере, на значительной части его длины.
  14. 14. Устройство по п.13, отличающееся тем, что первый кольцевой выход (21, 27) имеет в направлении вниз по потоку цилиндрическую или расширяющуюся форму.
  15. 15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что второй трубчатый выход (7, 43, 423) имеет в направлении вниз по потоку цилиндрическую или расширяющуюся форму и создает коаксиальный канал (413) обнаружения вихря внутри первого кольцевого выхода (21, 27).
EA200100737A 1998-12-31 1999-12-29 Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины, устройство для его осуществления и устьевой узел, включающий такое устройство EA004226B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US22388798A 1998-12-31 1998-12-31
PCT/EP1999/010498 WO2000040834A1 (en) 1998-12-31 1999-12-29 Method for removing condensables from a natural gas stream, at a wellhead, downstream of the wellhead choke

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200100737A1 EA200100737A1 (ru) 2001-12-24
EA004226B1 true EA004226B1 (ru) 2004-02-26

Family

ID=22838379

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200100737A EA004226B1 (ru) 1998-12-31 1999-12-29 Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины, устройство для его осуществления и устьевой узел, включающий такое устройство

Country Status (16)

Country Link
US (1) US6962199B1 (ru)
EP (1) EP1141519B1 (ru)
CN (1) CN1201063C (ru)
AT (1) ATE241756T1 (ru)
AU (1) AU755360B2 (ru)
BR (1) BR9916719A (ru)
CA (1) CA2358071C (ru)
DE (1) DE69908419T2 (ru)
DK (1) DK1141519T3 (ru)
EA (1) EA004226B1 (ru)
ID (1) ID29448A (ru)
NO (1) NO329564B1 (ru)
NZ (1) NZ512601A (ru)
UA (2) UA73730C2 (ru)
WO (1) WO2000040834A1 (ru)
ZA (1) ZA200105390B (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014081649A1 (en) * 2012-11-21 2014-05-30 Uop Llc Supersonic gas separation and adsorption processes for natural gas dehydration systems

Families Citing this family (95)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DZ2545A1 (fr) * 1997-07-02 2003-02-08 Shell Int Research Extraction d'un composant gazeux d'un fluide.
NL1013135C2 (nl) * 1999-09-24 2001-03-30 Kema Nv Werkwijze en inrichting voor het verwijderen van vaste deeltjes uit een gas.
ATE376867T1 (de) * 2002-04-29 2007-11-15 Shell Int Research Mit einer einstellbaren tauchrohrposition ausgestatteter zyklonfluidabscheider
EP1499419B1 (en) * 2002-04-29 2007-07-18 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Supersonic fluid separation enhanced by spray injection
EP1542783B1 (en) * 2002-09-02 2011-02-09 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Cyclonic fluid separator
CA2536769A1 (en) * 2003-08-26 2005-03-03 Hydrogenics Corporation An energy and/or mass exchange apparatus having an integrated fluid separator
CA2536773A1 (en) * 2003-08-26 2005-03-03 Hydrogenics Corporation Apparatus for separating liquid from a process gas stream of an electrochemical cell stack
US7219500B1 (en) * 2004-12-02 2007-05-22 Process Equipment & Service Company, Inc. Compressor fuel gas conditioner
DE602006016740D1 (de) * 2005-02-24 2010-10-21 Twister Bv Verfahren und system zur kühlung eines erdgasstroms und trennung des gekühlten stroms in verschiedene teile
US7669428B2 (en) * 2005-04-14 2010-03-02 Georgia Tech Research Corporation Vortex tube refrigeration systems and methods
US7780766B2 (en) * 2006-03-27 2010-08-24 Leed Fabrication Services, Inc. Removal of vapor gas generated by an oil-containing material
US7875103B2 (en) * 2006-04-26 2011-01-25 Mueller Environmental Designs, Inc. Sub-micron viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
EP1892458A1 (en) * 2006-08-22 2008-02-27 Nederlandse Organisatie voor toegepast- natuurwetenschappelijk onderzoek TNO Controlled formation of hydrates
RU2348871C1 (ru) * 2007-08-22 2009-03-10 Вадим Иванович Алферов Устройство для сжижения и сепарации газов
US8334141B2 (en) * 2008-01-03 2012-12-18 Baker Hughes Incorporated Hydrate inhibition test loop
US20090175774A1 (en) * 2008-01-03 2009-07-09 Baker Hughes Incorporated Hydrate inhibition test loop
US20100089180A1 (en) * 2008-04-08 2010-04-15 The Board Of Regents Of The Nevada System Of Higher Education, Sampling device and method and system for its use
RU2465947C1 (ru) * 2008-08-01 2012-11-10 Твистер Б.В. Циклонный сепаратор со спиральным выходным каналом
CN101666264A (zh) * 2008-09-07 2010-03-10 胜利油田胜利动力机械集团有限公司 活塞往复式低浓度瓦斯发电机组
US9010440B2 (en) * 2009-02-11 2015-04-21 Weatherford/Lamb, Inc. Method and apparatus for centrifugal separation
EP2226109A1 (en) * 2009-03-04 2010-09-08 J.E.H. Tetteroo Installation and procedure for sampling of fine particles
US8012243B2 (en) * 2009-03-31 2011-09-06 Brightling Equipment Ltd. Gas dehydrator for a well
CN101544921B (zh) * 2009-05-15 2012-10-31 北京工业大学 天然气超音速脱水除液净化分离撬装装置
FR2961551A1 (fr) * 2010-06-21 2011-12-23 Total Sa Methode de transport d'hydrocarbures avec inhibition de la formation ou de la croissance des hydrates
CN102167988B (zh) * 2011-02-27 2013-03-20 文闯 一种天然气超声速膨胀制冷与旋流分离装置
US9283502B2 (en) 2011-08-31 2016-03-15 Orbital Atk, Inc. Inertial extraction system
US8940067B2 (en) 2011-09-30 2015-01-27 Mueller Environmental Designs, Inc. Swirl helical elements for a viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
NO20120194A1 (no) * 2012-02-23 2013-08-26 Fmc Kongsberg Subsea As Gassbehandlingssystem
CN102614781B (zh) * 2012-03-19 2014-04-02 王方茂 用于气、固、液之间的变相分离设备及其应用
NO20120622A1 (no) * 2012-05-25 2013-11-18 Fmc Kongsberg Subsea As Gass-væske separeringssystem og fremgangsmåte for å drifte nevnte gassvæske separeringssystem.
US9707530B2 (en) 2012-08-21 2017-07-18 Uop Llc Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor
US8933275B2 (en) 2012-08-21 2015-01-13 Uop Llc Production of oxygenates from a methane conversion process
US9327265B2 (en) 2012-08-21 2016-05-03 Uop Llc Production of aromatics from a methane conversion process
US9023255B2 (en) 2012-08-21 2015-05-05 Uop Llc Production of nitrogen compounds from a methane conversion process
US9370757B2 (en) 2012-08-21 2016-06-21 Uop Llc Pyrolytic reactor
US9656229B2 (en) 2012-08-21 2017-05-23 Uop Llc Methane conversion apparatus and process using a supersonic flow reactor
US9689615B2 (en) 2012-08-21 2017-06-27 Uop Llc Steady state high temperature reactor
US20140058094A1 (en) * 2012-08-21 2014-02-27 Uop Llc Heavy hydrocarbon removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US9308513B2 (en) 2012-08-21 2016-04-12 Uop Llc Production of vinyl chloride from a methane conversion process
US9205398B2 (en) 2012-08-21 2015-12-08 Uop Llc Production of butanediol from a methane conversion process
US9434663B2 (en) 2012-08-21 2016-09-06 Uop Llc Glycols removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US8937186B2 (en) 2012-08-21 2015-01-20 Uop Llc Acids removal and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US20140058095A1 (en) * 2012-08-21 2014-02-27 Uop Llc Fluid separation assembly to remove condensable contaminants and methane conversion process using a supersonic flow reactor
US8927769B2 (en) 2012-08-21 2015-01-06 Uop Llc Production of acrylic acid from a methane conversion process
EP2742985A1 (en) * 2012-12-17 2014-06-18 Air Products And Chemicals, Inc. Particle separator
CN102979623B (zh) * 2012-12-31 2015-03-04 中国人民解放军国防科学技术大学 超声速进气道及其壁面确定方法
CN103032424B (zh) * 2012-12-31 2014-09-10 中国人民解放军国防科学技术大学 超声速分流流道及其壁面确定方法
CN103032423B (zh) * 2012-12-31 2014-09-10 中国人民解放军国防科学技术大学 超声速交汇流道及其壁面确定方法
US9389198B2 (en) * 2013-04-18 2016-07-12 Ford Global Technologies, Llc Humidity sensor and engine system
CA2851304C (en) 2013-06-13 2016-01-19 Force Energy Management Corporation Apparatuses and methods for supplying natural gas to a frac water heater
US9168474B2 (en) 2013-06-26 2015-10-27 King Fahd University Of Petroleum And Minerals Inertial particle separator with heat exchange
RU2538992C1 (ru) * 2013-10-18 2015-01-10 3S Газ Текнолоджис Лимитед Устройство для сепарации многокомпонентной среды и сопловой канал для него
CN103627459B (zh) * 2013-11-28 2014-12-31 上海交通大学 节流式天然气在线轻烃分离装置
US20170130573A1 (en) * 2014-03-24 2017-05-11 Production Plus Energy Services Inc. Systems and methods for producing formation fluids
US9835019B2 (en) * 2014-03-24 2017-12-05 Heal Systems Lp Systems and methods for producing formation fluids
US9580996B2 (en) * 2014-05-27 2017-02-28 General Electric Company Modular assembly for processing a flowback composition stream and methods of processing the same
CN104164266A (zh) * 2014-08-06 2014-11-26 常州大学 采用双入口分离器的超声速旋流分离工艺装置
US10767859B2 (en) 2014-08-19 2020-09-08 Adler Hot Oil Service, LLC Wellhead gas heater
US9938808B2 (en) 2014-08-19 2018-04-10 Adler Hot Oil Service, LLC Wellhead gas separator system
CN104329057B (zh) * 2014-09-12 2016-11-30 西安交通大学 一种天然气井超音速喷管雾化排水采气装置和方法
RU2593300C2 (ru) * 2014-11-18 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" Способ подготовки углеводородного газа к транспорту
US20160158900A1 (en) * 2014-12-03 2016-06-09 Universal Vortex Inc. Vortex Tube
US20180259227A1 (en) * 2014-12-03 2018-09-13 Universal Vortex, Inc Vortex tube
US10436506B2 (en) 2015-12-22 2019-10-08 Eastman Chemical Company Supersonic separation of hydrocarbons
CN105999868B (zh) * 2016-05-10 2024-04-19 中国石油大学(北京) 油气井测试放喷用气液分离器
WO2018027314A1 (en) 2016-08-09 2018-02-15 Rodney Allan Bratton In-line swirl vortex separator
US20180172041A1 (en) * 2016-12-20 2018-06-21 Baker Hughes Incorporated Temperature regulated components having cooling channels and method
CN108452594B (zh) * 2017-02-17 2020-12-22 通用电气公司 气液分离装置和方法
JP7094091B2 (ja) * 2017-10-25 2022-07-01 臼井国際産業株式会社 気液分離装置
US10441976B2 (en) * 2018-01-23 2019-10-15 Syncrude Canada Ltd. Lump segregating slurry feed diffuser
JP6799734B2 (ja) * 2018-03-12 2020-12-16 国立研究開発法人産業技術総合研究所 ガス生産システム、及びガス生産方法
US10794225B2 (en) 2018-03-16 2020-10-06 Uop Llc Turbine with supersonic separation
US10829698B2 (en) 2018-03-16 2020-11-10 Uop Llc Power recovery from quench and dilution vapor streams
US11131218B2 (en) 2018-03-16 2021-09-28 Uop Llc Processes for adjusting at least one process condition of a chemical processing unit with a turbine
US10690010B2 (en) 2018-03-16 2020-06-23 Uop Llc Steam reboiler with turbine
CN112292211A (zh) * 2018-05-10 2021-01-29 Rgl水库管理有限公司 蒸汽注入喷嘴
US10920624B2 (en) 2018-06-27 2021-02-16 Uop Llc Energy-recovery turbines for gas streams
CN108952617B (zh) * 2018-07-04 2021-01-29 中国石油天然气股份有限公司 一种纽带式气井开井缓堵装置及其应用方法
CN108636082A (zh) * 2018-07-24 2018-10-12 林德添 一种化工设备管道用排气过滤消声装置
US11493239B2 (en) 2018-09-28 2022-11-08 Universal Vortex, Inc. Method for reducing the energy necessary for cooling natural gas into liquid natural gas using a non-freezing vortex tube as a precooling device
CN110159247B (zh) * 2019-06-24 2024-08-02 西安石油大学 水龙卷涡旋排水采气装置及方法
CN110368744A (zh) * 2019-07-16 2019-10-25 中山市至善生物科技有限公司 一种扩张式除尘降温塔及热裂解设备
US11471785B2 (en) * 2019-08-05 2022-10-18 Oregon State University Method and system for purifying contaminated water
US11117143B2 (en) * 2019-08-26 2021-09-14 Jeong Hwa SON Centrifugal filtration device
CN110538487B (zh) * 2019-09-08 2021-07-27 东北石油大学 一种井下超重力聚结旋流油水分离装置
CN112943212A (zh) * 2019-12-10 2021-06-11 中国石油化工股份有限公司 一种微型井口套管气脱水装置
CN110984921B (zh) * 2019-12-26 2021-10-29 东北石油大学 一种应用于低产井的人工举升装置及举升方法
RU2757240C1 (ru) * 2020-05-19 2021-10-12 Аладьев Иван Сергеевич Способ очистки газов от примесей
CN112495321B (zh) * 2020-11-20 2023-01-20 邵阳学院 一种采用拉法尔效应冷凝生物油的装置
CN112682010A (zh) * 2020-12-28 2021-04-20 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 一种具有自励振荡模式的超声速雾化节流装置
CN114719188B (zh) * 2021-01-05 2023-09-26 中国石油天然气股份有限公司 煤层气的杂质处理装置及煤层气集输系统
CN113090941B (zh) * 2021-04-26 2022-09-20 中国人民解放军海军工程大学 适用于高压气瓶的快速充气钢瓶阀
CN113251311B (zh) * 2021-05-19 2022-08-19 中国人民解放军海军工程大学 一种具有排液结构的高压气瓶快速充气阀
WO2022263688A1 (es) * 2021-06-15 2022-12-22 Arquimea Group S.A. Sistema para la condensación del vapor agua atmosférico
CN114611053B (zh) * 2022-03-15 2024-07-26 西南石油大学 一种气井井下节流器下游液滴夹带率计算方法

Family Cites Families (53)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3155401A (en) 1961-02-06 1964-11-03 Herbert G Musolf Well head assembly
US3185181A (en) 1962-12-13 1965-05-25 Cottrell Res Inc Diffuser swirl eliminator
US3725271A (en) 1964-01-29 1973-04-03 Giannotti Ass Apparatus and method for separating particles from a flow of fluid
US3297344A (en) 1964-06-18 1967-01-10 Ventura Tool Company Connectors for well parts
GB1103130A (en) 1965-08-27 1968-02-14 Exxon Production Research Co Separation of components of a predominantly gaseous stream
US3493050A (en) 1967-01-30 1970-02-03 Kork Kelley Method and apparatus for removing water and the like from gas wells
FR1583714A (ru) 1967-04-14 1969-12-05
US3559373A (en) 1968-05-20 1971-02-02 Exxon Production Research Co Supersonic flow separator
FR1591780A (ru) 1968-11-14 1970-05-04
US3544170A (en) 1969-01-24 1970-12-01 Bowles Eng Corp Pure fluid valving of suspended solids
US3626665A (en) 1969-08-29 1971-12-14 Mobil Oil Corp Process for separating uranium isotopes
US3892070A (en) 1970-05-08 1975-07-01 Ranendra K Bose Automobile anti-air pollution device
US3720263A (en) 1970-10-13 1973-03-13 Cities Service Oil Co Gas well stimulation
US3894851A (en) 1972-02-07 1975-07-15 Midwest Research Inst Removal of particulate matter with supersonic droplets
DE2243926A1 (de) 1972-09-07 1974-03-14 Heinz Hoelter Nassentstauber und gasneutralisator mit elektro-statisch aufgeladener benetzungsfluessigkeit
US3997008A (en) 1974-09-13 1976-12-14 Smith International, Inc. Drill director
US4141701A (en) 1975-11-28 1979-02-27 Lone Star Steel Company Apparatus and process for the removal of pollutant material from gas streams
SU593717A1 (ru) 1976-02-24 1978-02-25 Shesterenko Nikolaj A Аэрозольный концентратор непрерывного действи
US4102401A (en) 1977-09-06 1978-07-25 Exxon Production Research Company Well treatment fluid diversion with low density ball sealers
US4194718A (en) 1978-06-14 1980-03-25 Cameron Iron Works, Inc. Choke
US4148735A (en) * 1978-08-03 1979-04-10 Laval Claude C Separator for use in boreholes of limited diameter
DE2850648C2 (de) 1978-11-22 1985-04-11 Kraftwerk Union AG, 4330 Mülheim Vorrichtung zur Trennung von Uranisotopenverbindungen
US4292050A (en) 1979-11-15 1981-09-29 Linhardt & Associates, Inc. Curved duct separator for removing particulate matter from a carrier gas
US4272499A (en) 1979-11-28 1981-06-09 Lone Star Steel Company Process and apparatus for the removal of particulate matter and reactive or water soluble gases from carrier gases
US4308134A (en) 1979-12-10 1981-12-29 Simon-Carves Of Canada Ltd. Cyclone classifiers
DE3203842A1 (de) 1982-02-01 1983-08-11 Herwig 1000 Berlin Michel-Kim Verfahren und vorrichtung zur abtrennung von festen und/oder fluessigen partikeln aus gasen bzw. von feststoffen aus fluessigkeiten sowie zur trennung von gasen bzw. fluessigkeiten unterschiedlicher dichte
SU1172540A1 (ru) 1982-11-30 1985-08-15 Новосибирский государственный медицинский институт Способ хирургического лечени привычных вывихов нижней челюсти
US4606557A (en) 1983-05-03 1986-08-19 Fmc Corporation Subsea wellhead connector
US4531584A (en) 1983-10-28 1985-07-30 Blue Water, Ltd. Downhole oil/gas separator and method of separating oil and gas downhole
JPS63165849A (ja) 1986-12-27 1988-07-09 Fuji Photo Film Co Ltd ハロゲン化銀カラ−写真感光材料
CA1302233C (en) 1988-06-16 1992-06-02 Wayne Klatt Gaswell dehydrate valve
JPH0217921A (ja) 1988-07-05 1990-01-22 Mitsubishi Heavy Ind Ltd 混合気体のガス分離方法
US4898235A (en) 1988-11-07 1990-02-06 Vernon E. Faulconer, Inc. Wellhead apparatus for use with a plunger produced gas well having a shut-in timer, and method of use thereof
NL193632C (nl) 1989-07-17 2000-05-04 Stork Prod Eng Werkwijze en inrichting voor het afscheiden van een gas uit een gasmengsel.
US5333684A (en) 1990-02-16 1994-08-02 James C. Walter Downhole gas separator
US5444684A (en) 1990-10-03 1995-08-22 Fujitsu Limited Seek control system of dual processor magneto-optic disk unit
BE1004130A5 (fr) 1990-12-07 1992-09-29 Lardinois Jean Paul Procede pour extraire une substance presente dans un fluide gazeux porteur, sous forme de particules solides ou de liquide et systeme pour la mise en oeuvre de ce procede.
EP0496128A1 (en) 1991-01-25 1992-07-29 Stork Product Engineering B.V. Method and device for separating a gas from a gas mixture
NO933517L (no) 1993-10-01 1995-04-03 Anil As Fremgangsmåte ved utvinning av hydrokarboner i et underjordisk reservoar
DE69511821T2 (de) * 1994-11-10 2000-01-13 The Babcock & Wilcox Co., New Orleans Trennung von Öl- und Gasphase am Bohrlochkopf
US5682759A (en) 1996-02-27 1997-11-04 Hays; Lance Gregory Two phase nozzle equipped with flow divider
US5713416A (en) * 1996-10-02 1998-02-03 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of decomposing gas hydrates
US5794697A (en) 1996-11-27 1998-08-18 Atlantic Richfield Company Method for increasing oil production from an oil well producing a mixture of oil and gas
US6089322A (en) 1996-12-02 2000-07-18 Kelley & Sons Group International, Inc. Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation
DZ2545A1 (fr) * 1997-07-02 2003-02-08 Shell Int Research Extraction d'un composant gazeux d'un fluide.
AU750712B2 (en) 1998-10-16 2002-07-25 3S Gas Technologies Ltd. Method and Apparatus for the Separation of Components of Gas Mixtures and Liquefaction of a Gas
US6524368B2 (en) 1998-12-31 2003-02-25 Shell Oil Company Supersonic separator apparatus and method
MY123253A (en) 1998-12-31 2006-05-31 Shell Int Research Method for removing condensables from a natural gas stream
US6280502B1 (en) 1998-12-31 2001-08-28 Shell Oil Company Removing solids from a fluid
NL1013135C2 (nl) 1999-09-24 2001-03-30 Kema Nv Werkwijze en inrichting voor het verwijderen van vaste deeltjes uit een gas.
US6222083B1 (en) * 1999-10-01 2001-04-24 Exxonmobil Upstream Research Company Method for inhibiting hydrate formation
DE10040015A1 (de) 2000-08-16 2002-02-28 Climarotec Ges Fuer Raumklimat Verfahren und Vorrichtung zur Abscheidung von heißen Gasen und Stäuben
US6447574B1 (en) 2001-06-29 2002-09-10 Global Clean Air, Inc. System, process and apparatus for removal of pollutants from gaseous streams

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2014081649A1 (en) * 2012-11-21 2014-05-30 Uop Llc Supersonic gas separation and adsorption processes for natural gas dehydration systems

Also Published As

Publication number Publication date
CA2358071A1 (en) 2000-07-13
ZA200105390B (en) 2002-09-30
UA73729C2 (en) 2005-09-15
NO329564B1 (no) 2010-11-15
NO20013263L (no) 2001-08-17
ID29448A (id) 2001-08-30
ATE241756T1 (de) 2003-06-15
DK1141519T3 (da) 2003-09-15
CN1334896A (zh) 2002-02-06
US6962199B1 (en) 2005-11-08
EA200100737A1 (ru) 2001-12-24
CN1201063C (zh) 2005-05-11
NZ512601A (en) 2003-06-30
EP1141519B1 (en) 2003-05-28
DE69908419D1 (de) 2003-07-03
EP1141519A1 (en) 2001-10-10
WO2000040834A1 (en) 2000-07-13
CA2358071C (en) 2007-07-17
AU755360B2 (en) 2002-12-12
NO20013263D0 (no) 2001-06-29
DE69908419T2 (de) 2004-03-18
BR9916719A (pt) 2001-12-04
AU3044600A (en) 2000-07-24
UA73730C2 (en) 2005-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA004226B1 (ru) Способ удаления конденсирующихся паров из потока природного газа у устья скважины, устройство для его осуществления и устьевой узел, включающий такое устройство
EP1141520B1 (en) Method for removing condensables from a natural gas stream
US6513345B1 (en) Nozzle for supersonic gas flow and an inertia separator
JP4906170B2 (ja) 流体からのガス成分の除去
US6776825B2 (en) Supersonic separator apparatus and method
CA2592296C (en) Method for degassing a fluid mixture
MXPA01006758A (en) Method for removing condensables from a natural gas stream

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 KG MD TJ

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): BY

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

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): RU