EA005516B1 - Пассивная система сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления - Google Patents
Пассивная система сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления Download PDFInfo
- Publication number
- EA005516B1 EA005516B1 EA200301058A EA200301058A EA005516B1 EA 005516 B1 EA005516 B1 EA 005516B1 EA 200301058 A EA200301058 A EA 200301058A EA 200301058 A EA200301058 A EA 200301058A EA 005516 B1 EA005516 B1 EA 005516B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pressure
- jet pump
- separator
- gas
- outlet
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 67
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 67
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 17
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000000969 carrier Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Подводная пассивная система сжатия мгновенно выделяющегося газа, включающая первый сепаратор (16), который удаляет мгновенно выделяющийся газ высокого давления из углеводородного продукта, второй сепаратор (18), который удаляет мгновенно выделяющийся газ низкого давления из углеводородного продукта после того, как был удален мгновенно выделяющийся газ высокого давления, и струйный насос (14). Струйный насос (14) включает впускное отверстие высокого давления, которое подсоединено к выпускному отверстию (26) для мгновенно выделяющегося газа высокого давления первого сепаратора. Струйный насос также включает впускное отверстие низкого давления, которое подсоединено к выпускному отверстию (28) для мгновенно выделяющегося газа низкого давления второго сепаратора. Выпускное отверстие струйного насоса подсоединено к выходному трубопроводу, который проходит от местоположения, находящегося поблизости от морского дна, к поверхности моря.
Description
Предшествующий уровень техники
Транспортировка углеводородов, добываемых из скважин с подводным устьевым оборудованием, является неотъемлемой частью технологических операций при добыче углеводородов из морских месторождений. В обычной системе добычи из морских месторождений, как показано на фиг. 1, с морской буровой и эксплуатационной платформы 1 пробурено множество скважин с подводным устьевым оборудованием (не показаны). Как только целевые формации (не показаны) достигнуты посредством буровых работ, эксплуатационную насосно-компрессорную колонну (не показана) обычно устанавливают на место и выполняют дальнейшие процедуры, включая, например, перфорирование эксплуатационной насосно-компрессорной колонны в выбранных целевых зонах, для добычи из скважины углеводородов. Морская буровая и эксплуатационная платформа 1 может включать в себя хранилища 2 для временного хранения углеводородов, добываемых из скважин (не показаны).
Поставку углеводородов, добываемых из скважин с подводным устьевым оборудованием, можно выполнять любым из нескольких способов, известных в технике. Например, углеводороды можно добывать из отдаленного подводного морского устья скважины (например, подводное морское устье скважины может быть расположено в подводном местоположении, которое находится на некотором расстоянии от местоположения морской буровой и эксплуатационной платформы 1) и затем подавать по трубопроводу к морской буровой и эксплуатационной платформе 1. В качестве альтернативы, углеводороды, добываемые из скважин с подводным устьевым оборудованием, можно подавать по трассе трубопровода от подводного морского устья скважины прямо на места на суше до тех пор, пока устье скважины расположено достаточно близко к берегу. Углеводороды также можно добывать из скважины с подводным устьевым оборудованием и затем транспортировать по трубопроводу 3 на пришвартованное нефтеналивное судно плавучей системы нефтедобычи, хранения и выгрузки (нефтеналивное судно ПСНХВ) 4.
Независимо от используемой методики доставки углеводородов из скважины к транспортным средствам углеводороды должны быть подвергнуты химической переработке перед транспортировкой на другие установки для дальнейшей очистки или поставки. Важным требованием для транспортировки жидких углеводородов является требование удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления из жидких углеводородов, чтобы понизить давление паров жидких углеводородов. Сниженное давление паров гарантирует, что во время транспортирования углеводородов мгновенно выделяющийся газ низкого давления не будет выделяться или выходить из раствора. Для стандартного транспортирования с помощью нефтеналивных судов давление паров транспортируемых углеводородов должно быть близко к атмосферному давлению 14,7 фунтов на квадратный дюйм или ниже, чтобы снизить до минимума выделение газа во время загрузки нефтеналивного судна. Выделение мгновенно выделяющегося газа может представлять собой угрозу безопасности для перевозчиков и окружающей среды.
Переработку углеводородов с целью удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления можно выполнять на базирующихся на суше установках для продуктивных скважин, расположенных близко к берегу. Глубоководные скважины, которые расположены на значительных расстояниях от берега, представляют более сложную проблему для переработки. Например, переработку углеводородов с целью удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления можно выполнять на эксплуатационных платформах или на системах ПСНХВ. Переработка в любом из этих местоположений, однако, требует присутствия танкеров снабжения для транспортирования переработанного углеводорода (например, углеводорода с пониженным давлением паров) на другие установки. Например, эксплуатационные платформы и системы ПСНХВ имеют ограниченную вместимость для хранения обработанных углеводородов. Проблема особенно касается систем ПСНХВ, потому что вместимость ПСНХВ ограничена объемом трюма судна (который дополнительно ограничен из-за пространства, требуемого для размещения технологического оборудования). Таким образом, если танкеры снабжения недоступны, например, из-за плохих погодных условий, когда все хранилища заполнены, переработка должна быть прервана. Прерывание или замедление переработки могут иметь неблагоприятные экономические последствия из-за высокой стоимости эксплуатации и обслуживания морских промысловых объектов.
Альтернативный способ включает переработку углеводородов с помощью подводной сепарационной системы. Подводные сепарационные системы в технике известны, а ступенчатая сепарация является наиболее обычным методом, используемым в промышленности для стабилизации углеводородов. Давление на последней ступени ступенчатой сепарационной системы предпочтительно равно атмосферному давлению или близко к нему, чтобы требуемый уровень стабилизации углеводородов мог быть достигнут без чрезмерного нагревания (например, потому что нагревание жидких углеводородов увеличивает давление паров и облегчает удаление мгновенно выделяющегося газа). Поэтому мгновенно выделяющийся газ, который откачивают из углеводородов на последней ступени ступенчатой сепарационной системы, обычно также имеет давление, равное атмосферному или близкое к нему. Образование низкого давления на последней ступени сепарации обычно требует использования механического компрессора, установленного около сепарационного оборудования на морском дне, потому что сепарационная система расположена на большой глубине. Для механического компрессора обычно требуется независимый источник питания, и для него необходимо регулярно осуществлять технический уход. Кроме того, для мгновенно выделяющегося газа низкого давления может потребоваться повышение давления с целью обеспечения
- 1 005516 перепада давления так, чтобы мгновенно выделяющийся газ мог преодолевать сопротивление трению при забивке труб и статическое давление в трубопроводе и течь к поверхности (например, к поверхности океана). В результате системы известного уровня техники обычно включают в себя увеличение давления откачиваемого мгновенно выделяющегося газа низкого давления с помощью механического компрессора. Как только мгновенно выделяющийся газ низкого давления достигает поверхности, его можно ликвидировать посредством сжигания в факеле или можно транспортировать отдельно.
Альтернативный вариант увеличения давления мгновенно выделяющегося газа с помощью компрессора заключается в том, чтобы предшествовать подводной переработке и транспортировать углеводород с повышенным давлением паров прямо к поверхности. Транспортирование к поверхности облегчается посредством выполнения последней ступени подводного процесса сепарации при достаточно высоком давлении, чтобы обеспечить необходимый перепад давлений, требуемый для подъема углеводорода к поверхности. Однако, этот свежий углеводород все еще содержит мгновенно выделяющийся газ под давлением, превышающим атмосферное давление, и перед погрузкой на танкеры снабжения свежий углеводород должен быть обработан, как предварительно было упомянуто.
Краткое изложение существа изобретения
Одним аспектом изобретения является система для подводного сжатия мгновенно выделяющегося газа, содержащая первый сепаратор, приспособленный для удаления мгновенно выделяющегося газа высокого давления из углеводородного продукта, и второй сепаратор, приспособленный для удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления из углеводородного продукта после удаления оттуда мгновенно выделяющегося газа высокого давления. Струйный насос подсоединен своим впускным отверстием высокого давления к выпускному отверстию для мгновенно выделяющегося газа высокого давления первого сепаратора, а своим впускным отверстием низкого давления к выпускному отверстию для мгновенно выделяющегося газа низкого давления второго сепаратора. Выпускное отверстие струйного насоса подсоединено к выходному трубопроводу, проходящему от местоположения, находящегося поблизости от морского дна, к поверхности моря.
В другом аспекте изобретение содержит способ отделения мгновенно выделяющегося газа от углеводородного продукта. Способ содержит отделение мгновенно выделяющегося газа высокого давления от углеводородного продукта в первом сепараторе, и выпускное отверстие для мгновенно выделяющегося газа первого сепаратора подсоединено к впускному отверстию высокого давления струйного насоса. Мгновенно выделяющийся газ низкого давления отделяется от углеводородного продукта после удаления оттуда мгновенно выделяющегося газа высокого давления во втором сепараторе, и выпускное отверстие для мгновенно выделяющегося газа второго сепаратора подсоединено к впускному отверстию низкого давления струйного насоса. Выпускное отверстие струйного насоса проводят от местоположения, находящегося поблизости от второго сепаратора на дне моря, к поверхности моря.
Другие аспекты и преимущества изобретения станут очевидны из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 изображает известную систему бурения и нефтедобычи.
Фиг. 2 изображает вариант осуществления пассивной системы сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления.
Фиг. 3 изображает упрощенный вид подводного струйного насоса.
Подробное описание изобретения
Вариант осуществления изобретения содержит систему для удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления из углеводородов, добываемых из скважин с подводным устьевым оборудованием. Изобретение содержит решение технического обслуживания небольшого объема посредством пассивного удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления, используя движущую силу, извлекаемую из сжатого газа, выделяющегося из сырых углеводородов, для подъема мгновенно выделяющегося газа низкого давления к поверхности без использования, например, механического компрессора.
На фиг. 2 показана подводная, двухступенчатая система 10 для разделения газа и нефти. Система 10 включает сепаратор 16 высокого давления, сепаратор 18 низкого давления и струйный насос 14, подсоединенный к сепаратору 16 высокого давления и к сепаратору 18 низкого давления. Углеводороды, добываемые из скважины (не показана), протекают во впускное отверстие сепаратора 16 высокого давления по трубопроводу 20, который можно регулировать с помощью вентиля (не показан). Сепаратор 16 высокого давления (например, первая ступень сепарации) функционирует с давлением, например, 500 фунтов на квадратный дюйм. Однако, давление 500 фунтов на квадратный дюйм представляет собой только типичное рабочее давление и не предназначено для ограничения изобретения.
Когда углеводородный поток проходит через сепаратор 16 высокого давления, мгновенно выделяющийся газ высокого давления выделяется из потока и переносится из сепаратора 16 высокого давления через выпускное отверстие 26 высокого давления. Мгновенно выделяющийся газ высокого давления проходит через выпускное отверстие 26 высокого давления в струйный насос 14, как будет подробно описано ниже. Обработанный жидкий углеводородный поток передается из выпускного отверстия для жидкого углеводорода сепаратора 16 высокого давления к выпускному отверстию сепаратора 18 низкого
- 2 005516 давления через систему 22 трубопроводных линий. Для регулирования обработанного углеводородного потока между сепаратором 16 высокого давления и сепаратором 18 низкого давления может быть установлено устройство для управления потоком типа вентиля 24.
На второй ступени сепарации из обработанного углеводородного потока в сепараторе 18 низкого давления откачивают мгновенно выделяющийся газ низкого давления. Сепаратор 18 низкого давления функционирует при давлении, не превышающем атмосферное давление (14,7 фунтов на квадратный дюйм), но обычно функционирует при давлении ниже атмосферного, как будет пояснено дополнительно. В результате мгновенно выделяющийся газ низкого давления, который откачивается в сепараторе 18 низкого давления, обычно находится под давлением, равным или ниже атмосферного давления. Мгновенно выделяющийся газ низкого давления перемещается к впускному отверстию струйного насоса 14 низкого давления через выпускное отверстие 28 для газа низкого давления. Обработанный жидкий углеводород вытекает из сепаратора 18 низкого давления, например, через бустерный насос 32 и выходной трубопровод 30 для углеводорода.
Струйный насос 14, который может также упоминаться как эжектор или струйный вакуумный насос, имеет конструкцию, которая в технике известна. Струйный насос 14, как показано на фиг. 3, включает сопло 50, диффузор 52, впускное отверстие 54 высокого давления и впускное отверстие 56 низкого давления. В варианте осуществления изобретения мгновенно выделяющийся газ высокого давления из первого сепаратора проводится к впускному отверстию 54 высокого давления. Мгновенно выделяющийся газ высокого давления содержит движущий газ для действия струйного насоса 14, и газ высокого давления преобразуется в кинетическую энергию (скорость), когда протекает через сопло 50.
В варианте осуществления изобретения мгновенно выделяющийся газ низкого давления из второго сепаратора проводится к впускному отверстию 56 низкого давления. Поток относительно высокого давления с высокой скоростью во впускном отверстии 54 высокого давления (например, поток имеет относительно высокое давление и скорость по сравнению с давлением и скоростью потока впускного отверстия 56 низкого давления) через сопло 50 создает область 60 низкого давления, которая форсирует поток из выпускного отверстия 28 (фиг. 2) низкого давления в область 60 (фиг. 3) низкого давления.
Форсирование потока в область 60 низкого давления вызвано эффектом Вентури, где поток из впускного отверстия 56 низкого давления втягивается в область 60 низкого давления в место, находящееся близко к выходу из сопла 50. Мгновенно выделяющийся газ низкого давления из впускного отверстия 56 низкого давления смешивается с мгновенно выделяющимся газом высокого давления из впускного отверстия 54 высокого давления в области 60 низкого давления. Два потока объединяются, производя выходной поток 58 струйного насоса, проходящий через диффузор 52, с давлением ниже давления потока во впускном отверстии 54 высокого давления, но выше давления потока во впускном отверстии 56 низкого давления.
Комбинация относительных массовых скоростей потоков мгновенно выделяющегося газа во впускном отверстии 54 на фиг. 3 высокого давления и впускном отверстии 56 низкого давления определяет массовую скорость выходного потока 58 струйного насоса. Давление выходного потока 58 струйного насоса и геометрия струйного насоса 14 определяют уровень сжатия выходного потока 58 струйного насоса, когда он проходит через диффузор 52. При выборе должным образом геометрических параметров компонентов струйного насоса 14 и управлении давлением в выходном трубопроводе, типа поверхностного трубопровода 36 (фиг. 2), рабочие давления сепаратора 16 (фиг. 2) высокого давления и сепаратора 18 (фиг. 2) низкого давления могут саморегулироваться и находить равновесные рабочие уровни. Таким образом, используя регулирующий клапан 38 (фиг. 2) давления на поверхности для изменения давления в поверхностном трубопроводе 36 (фиг. 2), можно поддерживать выбранное давление во впускном отверстии низкого давления струйного насоса 14 (фиг. 2). Помимо этого, для достижения оптимальных рабочих давлений можно регулировать геометрические параметры струйного насоса 14 (фиг. 3), типа площадей поперечного сечения сопла 50 (фиг. 3), диффузора 52 (фиг. 3), впускного отверстия 54 (фиг. 3) высокого давления и впускного отверстия 56 (фиг. 3) низкого давления.
Регулирование давления в поверхностном трубопроводе 36 (фиг. 2) с помощью регулирующего клапана 38 (фиг. 2) давления на поверхности в сочетании с саморегулирующимся характером пассивной системы 10 (фиг. 2) сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления означает, что активное подводное управление вообще не требуется. Поэтому система 10 сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления содержит пассивную систему сепарации мгновенно выделяющегося газа, которая переносит извлеченный мгновенно выделяющийся газ к поверхности и для которой не требуется такой же уровень регулярного обслуживания, как для подводного компрессора. В частности, давление в поверхностном трубопроводе 36 (фиг. 2) увеличивается за счет выходного потока 58 (фиг. 3) струйного насоса, и механический компрессор не требуется.
После того, как мгновенно выделяющийся газ переносится по выходному трубопроводу, типа поверхностного трубопровода 36 (фиг. 2) варианта осуществления изобретения, мгновенно выделяющийся газ можно ликвидировать любым способом, известным в технике. Например, газ можно сжигать в факеле на поверхности океана или можно собирать и транспортировать в другое место. В качестве альтернативы, мгновенно выделяющийся газ можно переносить в хранилище и хранить там для более позднего уст
- 3 005516 ранения. Пассивная система 10 (фиг. 2) сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления охлаждается за счет охлаждения окружающей морской воды.
Обработанный углеводород в выходном трубопроводе 30 (фиг. 2) для углеводорода можно распределять несколькими способами. Например, обработанные углеводороды можно загружать непосредственно в танкеры снабжения, если выходной трубопровод 30 (фиг. 2) для углеводорода прикреплен к плавучему посту швартовки 5 (фиг. 1), к которому можно иметь доступ с поверхности океана. Обработанные углеводороды можно также направлять на буровую и эксплуатационную платформу 1 (фиг. 1) для погрузки в танкеры снабжения. Если требуется, для повышения давления потока обработанного углеводорода поблизости от выходного трубопровода 30 (фиг. 2) для углеводорода можно располагать бустерный насос 32 (фиг. 2).
В качестве альтернативы, обработанные углеводороды можно хранить в сооружении типа погруженного в воду резервуара для хранения, как описано в заявке на патент США № 09/818117 под названием Система придонного нефтехранилища и отводящих труб для нефтеналивного судна, переуступленной правопреемнику настоящего изобретения, зарегистрированной посредством этого и полностью включенной путем ссылки. Описанный в вышеупомянутой заявке резервуар для хранения можно использовать с целью хранения обработанных углеводородов для более поздней погрузки, например, в танкеры снабжения. Резервуар для хранения в комбинации с пассивной системой сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления обеспечивает систему, с помощью которой углеводороды (по существу с атмосферным давлением паров) можно добывать по существу непрерывно и затем хранить, пока танкеры снабжения не окажутся в распоряжении для транспортирования. В результате нет необходимости останавливать добычу во время неблагоприятных погодных условий или в другие периоды времени, когда танкеры снабжения недоступны. Благодаря меньшей продолжительности вынужденного простоя можно увеличивать производительность, с которой углеводороды можно добывать из скважин, и в результате этого можно повышать рентабельность технологических операций, производимых на расстоянии от берега.
Кроме того, всю систему сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления можно регулировать любым известным в технике способом. Регулирование давления в поверхностном трубопроводе раскрыто только в качестве примера и не предназначено для ограничения изобретения. В различных вариантах осуществления изобретения также можно использовать другие способы, типа применения подводных вентилей с дистанционным управлением для управления давлениями потоков. Кроме того, как предварительно было упомянуто, рабочие давления сепараторов могут быть различными, пока давление паров обработанных жидких углеводородов в выходном трубопроводе для углеводорода составляет атмосферное давление или близкое к нему.
Специалистам в данной области техники должно быть понятно, что можно разработать другие варианты осуществления изобретения, которые не выходят за пределы сущности изобретения, как она раскрыта здесь. Соответственно, объем изобретения должен быть ограничен только прилагаемой формулой изобретения.
Claims (15)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для подводного сжатия мгновенно выделяющегося газа, содержащая первый сепаратор, приспособленный для удаления мгновенно выделяющегося газа высокого давления из углеводородного продукта, второй сепаратор, приспособленный для удаления мгновенно выделяющегося газа низкого давления из углеводородного продукта после удаления оттуда мгновенно выделяющегося газа высокого давления, и струйный насос, подсоединенный своим впускным отверстием высокого давления к выпускному отверстию для мгновенно выделяющегося газа высокого давления первого сепаратора и своим впускным отверстием низкого давления к выпускному отверстию для мгновенно выделяющегося газа низкого давления второго сепаратора, при этом выпускное отверстие струйного насоса подсоединено к выходному трубопроводу, проходящему от местоположения, находящегося поблизости от морского дна, к поверхности моря.
- 2. Система по п.1, дополнительно содержащая вентиль, расположенный на поверхности моря, оперативно подсоединенный к выходному трубопроводу и приспособленный для управления скоростью потока газа из выходного трубопровода так, чтобы поддерживать выбранное давление во впускном отверстии низкого давления струйного насоса.
- 3. Система по п.1, в которой давление во впускном отверстии низкого давления струйного насоса выбрано с возможностью обеспечения давления паров углеводородного продукта, не превышающего 14,7 фунтов на квадратный дюйм, после удаления оттуда мгновенно выделяющегося газа высокого давления и низкого давления.
- 4. Система по п.1, в которой второй сепаратор имеет рабочее давление, не превышающее 14,7 фунтов на квадратный дюйм.
- 5. Система по п.1, в которой первый сепаратор имеет рабочее давление, равное по меньшей мере 500 фунтов на квадратный дюйм.- 4 005516
- 6. Система по п.1, дополнительно содержащая регулирующий клапан, расположенный поблизости от выпускного отверстия струйного насоса и приспособленный для регулирования давления потока в выходном трубопроводе.
- 7. Система по п.6, в которой геометрический параметр струйного насоса выбран так, чтобы рабочие давления первого и второго сепараторов автоматически регулировались к равновесным значениям после активизирования регулирующего клапана.
- 8. Система по п.7, в которой геометрический параметр содержит по меньшей мере одну из следующих площадей: площади поперечного сечения сопла струйного насоса, площади поперечного сечения диффузора струйного насоса, площади поперечного сечения впускного отверстия высокого давления струйного насоса, площади поперечного сечения диффузора струйного насоса и площади поперечного сечения впускного отверстия низкого давления струйного насоса.
- 9. Система по п.1, дополнительно содержащая насос, оперативно подсоединенный своим впускным отверстием к выпускному отверстию для жидкого продукта второго сепаратора, насос, оперативно подсоединенный своим выпускном отверстием к подводному резервуару для хранения жидкости.
- 10. Способ отделения мгновенно выделяющегося газа от углеводородного продукта, содержащий отделение мгновенно выделяющегося газа высокого давления от углеводородного продукта в первом сепараторе, при этом выпускное отверстие для мгновенно выделяющегося газа первого сепаратора подсоединено к впускному отверстию высокого давления струйного насоса, отделение мгновенно выделяющегося газа низкого давления от углеводородного продукта после удаления оттуда мгновенно выделяющегося газа высокого давления во втором сепараторе, при этом выпускное отверстие для мгновенно выделяющегося газа второго сепаратора подсоединено к впускному отверстию низкого давления струйного насоса, и проведение выходного продукта струйного насоса от места, находящегося поблизости от второго сепаратора на дне моря, к поверхности моря.
- 11. Способ по п.10, дополнительно содержащий действие второго сепаратора под давлением, не превышающим 14,7 фунтов на квадратный дюйм, производящего таким образом обработанный углеводородный продукт, содержащий давление паров, не превышающее 14,7 фунтов на квадратный дюйм.
- 12. Способ по п.10, дополнительно содержащий перенос жидкого углеводородного выходного продукта второго сепаратора в подводный резервуар для хранения.
- 13. Способ по п.10, дополнительно содержащий действие вентиля на поверхности моря для управления скоростью потока газа от выпускного отверстия струйного насоса для поддержания выбранного давления во впускном отверстии низкого давления струйного насоса.
- 14. Способ по п.10, дополнительно содержащий действие регулирующего клапана, приспособленного для регулирования давления потока выпускного отверстия струйного насоса.
- 15. Способ по п.14, дополнительно содержащий регулирование по меньшей мере одной из следующих площадей: площади поперечного сечения сопла струйного насоса, площади поперечного сечения диффузора струйного насоса, площади поперечного сечения впускного отверстия высокого давления струйного насоса и площади поперечного сечения впускного отверстия низкого давления струйного насоса так, чтобы рабочие давления первого и второго сепараторов автоматически регулировались к равновесным значениям после действия регулирующего клапана.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US09/818,110 US6537349B2 (en) | 2001-03-27 | 2001-03-27 | Passive low pressure flash gas compression system |
| PCT/US2002/009522 WO2002077412A1 (en) | 2001-03-27 | 2002-03-27 | Passive low pressure flash gas compression system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200301058A1 EA200301058A1 (ru) | 2004-06-24 |
| EA005516B1 true EA005516B1 (ru) | 2005-02-24 |
Family
ID=25224694
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200301058A EA005516B1 (ru) | 2001-03-27 | 2002-03-27 | Пассивная система сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6537349B2 (ru) |
| EA (1) | EA005516B1 (ru) |
| OA (1) | OA12459A (ru) |
| WO (1) | WO2002077412A1 (ru) |
Families Citing this family (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6238461B1 (en) * | 1999-06-15 | 2001-05-29 | Rodney T. Heath | Natural gas dehydrator |
| US7531030B2 (en) | 1999-06-15 | 2009-05-12 | Heath Rodney T | Natural gas dehydrator and system |
| US7905722B1 (en) | 2002-02-08 | 2011-03-15 | Heath Rodney T | Control of an adjustable secondary air controller for a burner |
| GB2399864A (en) * | 2003-03-22 | 2004-09-29 | Ellastar Ltd | A system and process for pumping multiphase fluids |
| ITMI20040648A1 (it) * | 2004-03-31 | 2004-06-30 | Saipem Spa | Procedimento per il trattamento di fluidi provenienti da giacimenti petroliferi sottomarini |
| GB2418213B (en) * | 2004-09-21 | 2009-09-09 | Caltec Ltd | Well start-up system and process |
| US9353315B2 (en) * | 2004-09-22 | 2016-05-31 | Rodney T. Heath | Vapor process system |
| US20070186770A1 (en) * | 2004-09-22 | 2007-08-16 | Heath Rodney T | Natural Gas Vapor Recovery Process System |
| US20070151292A1 (en) * | 2004-09-22 | 2007-07-05 | Heath Rodney T | Vapor Recovery Process System |
| KR100714278B1 (ko) * | 2005-12-22 | 2007-05-02 | 삼성전자주식회사 | 반도체 장치 제조용 포토설비의 필터 장착 알림 장치 및방법 |
| US8529215B2 (en) * | 2008-03-06 | 2013-09-10 | Rodney T. Heath | Liquid hydrocarbon slug containing vapor recovery system |
| US8500868B2 (en) * | 2009-05-01 | 2013-08-06 | Massachusetts Institute Of Technology | Systems and methods for the separation of carbon dioxide and water |
| KR101147363B1 (ko) | 2009-10-08 | 2012-05-22 | 대우조선해양 주식회사 | 액상 화물 내에서 동작할 수 있는 컨트롤 밸브 시스템 |
| US8864887B2 (en) | 2010-09-30 | 2014-10-21 | Rodney T. Heath | High efficiency slug containing vapor recovery |
| CA2875296C (en) | 2012-05-10 | 2020-10-27 | Rodney T. Heath | Treater combination unit |
| GB201221351D0 (en) * | 2012-11-27 | 2013-01-09 | Caltec Ltd | Apparatus and method for controlling the flow of gas |
| US9527786B1 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-27 | Rodney T. Heath | Compressor equipped emissions free dehydrator |
| US9291409B1 (en) | 2013-03-15 | 2016-03-22 | Rodney T. Heath | Compressor inter-stage temperature control |
| US9932989B1 (en) | 2013-10-24 | 2018-04-03 | Rodney T. Heath | Produced liquids compressor cooler |
| US10648314B2 (en) * | 2013-12-20 | 2020-05-12 | Onesubsea Ip Uk Limited | Systems and methods for subsea fluid phase separation |
| NO20150950A1 (en) * | 2015-07-21 | 2016-07-08 | Aker Solutions As | Subsea crude/condensate stabilization |
| US20180133621A1 (en) * | 2017-08-25 | 2018-05-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for increasing pressure of fluids from low pressure subsea sources using subsea eductors |
| CN108979615B (zh) * | 2018-07-27 | 2019-07-26 | 中国石油大学(北京) | 高压气完井测试回收天然气系统 |
| US12055956B2 (en) * | 2022-08-01 | 2024-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rejected gas recovery in gas oil separation plants |
| US12055957B2 (en) * | 2022-08-01 | 2024-08-06 | Saudi Arabian Oil Company | Rejected gas recovery in gas oil separation plants |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3159473A (en) * | 1960-08-19 | 1964-12-01 | Shell Oil Co | Low-temperature dehydration of well fluids |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| WO1995007414A1 (en) * | 1993-09-06 | 1995-03-16 | B.H.R. Group Limited | System for pumping liquids using a jet pump |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2765045A (en) * | 1955-03-03 | 1956-10-02 | Nat Tank Co | Methods and means for separating oil and gas |
| US2970107A (en) * | 1955-05-20 | 1961-01-31 | Phillips Petroleum Co | Stabilization of oil well fluid |
| US2937140A (en) * | 1956-07-19 | 1960-05-17 | Phillips Petroleum Co | Treatment of petroleum well effluents |
| US3038285A (en) * | 1960-03-18 | 1962-06-12 | Chemical Construction Corp | Method for compressing urea synthesis off-gas |
| US3578077A (en) * | 1968-05-27 | 1971-05-11 | Mobil Oil Corp | Flow control system and method |
| GB1441575A (en) * | 1972-08-31 | 1976-07-07 | Agfa Gevaert | Method for degassing a circuit for the transport of liquids |
| NO166145C (no) * | 1988-11-28 | 1991-06-05 | Aker Eng As | Fremgangsmaate og et system for separasjon av gass fra flytende og faste medier. |
| ZA907629B (en) * | 1989-09-25 | 1992-06-24 | Russo Gaetano | Improved process for oil decontamination |
| US5582252A (en) | 1994-01-31 | 1996-12-10 | Shell Oil Company | Hydrocarbon transport system |
| NO953318D0 (no) * | 1995-08-24 | 1995-08-24 | Read Process Eng As | Oljeprosesseringsutstyr |
| RU2113633C1 (ru) * | 1997-03-31 | 1998-06-20 | Сергей Анатольевич Попов | Насосно-эжекторная установка для создания вакуума при перегонке жидкого продукта |
| US6218174B1 (en) * | 1999-05-12 | 2001-04-17 | Gene E. Keyser | Purification of fluids and control of solute concentrations through selective degasification |
-
2001
- 2001-03-27 US US09/818,110 patent/US6537349B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-03-27 OA OA1200300242A patent/OA12459A/en unknown
- 2002-03-27 EA EA200301058A patent/EA005516B1/ru unknown
- 2002-03-27 WO PCT/US2002/009522 patent/WO2002077412A1/en not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3159473A (en) * | 1960-08-19 | 1964-12-01 | Shell Oil Co | Low-temperature dehydration of well fluids |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| WO1995007414A1 (en) * | 1993-09-06 | 1995-03-16 | B.H.R. Group Limited | System for pumping liquids using a jet pump |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA200301058A1 (ru) | 2004-06-24 |
| WO2002077412A1 (en) | 2002-10-03 |
| US20020139248A1 (en) | 2002-10-03 |
| OA12459A (en) | 2006-05-24 |
| US6537349B2 (en) | 2003-03-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA005516B1 (ru) | Пассивная система сжатия мгновенно выделяющегося газа низкого давления | |
| EP0371976B1 (en) | A method and a plant for transport of hydrocarbons over a long distance from an offshore source of hydrocarbons | |
| US8025100B2 (en) | Method and device for compressing a multiphase fluid | |
| US7210530B2 (en) | Subsea separation system | |
| AU2005266327B2 (en) | Plant for separating a mixture of oil, water and gas | |
| KR101388340B1 (ko) | 해저 아래의 저장소로부터 오일 및 중질 가스 유분을 생산하기 위한 시스템, 선박 및 방법 | |
| RU2721211C2 (ru) | Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины | |
| US20110155385A1 (en) | Method and system for subsea processing of multiphase well effluents | |
| EP3411557B1 (en) | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment | |
| CA2798094A1 (en) | Submerged hydrocarbon recovery apparatus | |
| KR20140056266A (ko) | 기포 리프트 시스템 및 기포 리프트 방법 | |
| NO175020B (no) | Fremgangsmåte ved transport av ubehandlet brönnström | |
| US11577180B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| NO312138B1 (no) | Fremgangsmåte og sjöbasert installasjon for håndtering og behandling av flerfraksjonshydrokarboner til sjös | |
| US11598193B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| US6019174A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| CN103899290A (zh) | 水下紧凑型油气水固分离系统 | |
| EP3695096B1 (en) | In-line phase separation | |
| EP2895247B1 (en) | Subsea processing | |
| US6012530A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| CN109690022B (zh) | 气体水合物回收系统及气体水合物回收方法 | |
| WO2023170542A1 (en) | Pumping system | |
| KR20140142964A (ko) | 해저 생산플랜트의 생산성 향상을 위한 듀얼 파이프 시스템 | |
| NO20191520A1 (en) | Supplying water in subsea installations | |
| KR20170051583A (ko) | 해양플랜트용 수화물 억제제 생성기 및 이를 포함하는 해양플랜트 |