EA012742B1 - Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа - Google Patents
Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA012742B1 EA012742B1 EA200801459A EA200801459A EA012742B1 EA 012742 B1 EA012742 B1 EA 012742B1 EA 200801459 A EA200801459 A EA 200801459A EA 200801459 A EA200801459 A EA 200801459A EA 012742 B1 EA012742 B1 EA 012742B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- liquid
- solids
- buffer tank
- mixture
- hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 43
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 36
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 title claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 143
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 134
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 133
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 87
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 53
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000008247 solid mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 98
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 30
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 14
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 8
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 7
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 claims description 7
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims description 3
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims description 3
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims description 2
- 108010063955 thrombin receptor peptide (42-47) Proteins 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 11
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 8
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000008246 gaseous mixture Substances 0.000 description 1
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000358 iron sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- -1 scale Substances 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
- B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0063—Regulation, control including valves and floats
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа, причем текучая среда содержит газообразные углеводороды, жидкие углеводороды, воду и необязательно твердые вещества, который включает: (а) прием в ловушку (10) шлама текучей среды, содержащей газообразные углеводороды, жидкие углеводороды, воду и необязательно твердые вещества по меньшей мере из одного трубопровода (20а, 20b, 20с); (b) отделение в (10) ловушке шлама по меньшей мере части газообразных углеводородов от остатка текучей среды с получением жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ; (с) направление по меньшей мере части жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ в разделительный сосуд (14), предпочтительно в трехфазный разделительный сосуд; и (d) в случае быстрого повышения уровня жидкости и необязательно твердых веществ в ловушке (10) шлама направление по меньшей мере части жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ из ловушки (10) шлама в буферную емкость (12).
Description
В настоящем изобретении разработан способ отделения газообразной углеводородной среды и жидкой углеводородной среды из текучей среды, получаемой из трубопровода природного газа, причем текучая среда, содержит газообразные углеводороды, жидкие углеводороды, воду и необязательно твердые вещества.
Уровень техники
В трубопроводах природного газа из продуктивного пласта природного газа или из газодобывающей платформы часто содержатся значительные количества жидкостей, таких как углеводородные конденсаты и вода, и необязательно меньшие количества твердых веществ, которые могут затруднять правильную эксплуатацию последующего оборудования и процессов. Жидкости в трубопроводе природного газа часто называются шламами. Для того чтобы выделить жидкие и твердые вещества из природного газа, текучие среды и твердые вещества из трубопровода природного газа обычно отводят в ловушку шлама. Обычно эта ловушка шлама имеет такие размеры, чтобы она была достаточно большой для приема объема жидких и любых твердых веществ, при осуществлении операции чистки скребками или сразу после этой операции. Кроме того, ловушка шлама предназначается для выделения принятой текучей среды и особенно для выделения большей части газа из жидких и твердых веществ, а также предпочтительно для разделения жидкости на жидкую водную фазу и жидкую углеводородную фазу.
Хотя обычно эффективность ловушки шлама при таком разделении является удовлетворительной, могут возникнуть затруднения в случае быстрого повышения уровня, то есть когда неожиданно большая порция жидкости и необязательно твердых веществ осаждается в ловушке шлама. Например, это может приводить к тому, что расположенное далее оборудование, такое как трехфазный сепаратор, будет испытывать недостаток газообразных углеводородов, что может вызвать отключение расположенных ниже технологических установок, например установок сжижения природного газа (СНГ), установок синтеза Фишера-Тропша или синтеза метанола. Кроме того, это может привести к поступлению жидкости в последующие технологические системы.
Обычно быстрое повышение уровня возникает при очистке трубопровода скребками. Такие скребки используются для периодической очистки трубопровода или при других операциях. В некоторых операциях, таких как замедление дозировки, между двумя скребками в трубопроводе образуется порция жидкости. Для очистки может быть использован один скребок, в этом случае большая часть конденсата будет собираться перед скребком. Эта большая часть конденсата может вызвать быстрое повышение уровня при поступлении в ловушку шлама.
В уровне техники описано несколько способов решения проблемы неожиданного возникновения большого количества конденсата в трубопроводе природного газа. В связи с этим можно сослаться на документы ЕР 331295 А и И8 4160652.
Раскрытие изобретения
Разработан новый способ отделения газообразной углеводородной среды и жидкой углеводородной среды из текущей среды, получаемой из трубопровода природного газа, в котором текучую среду подают в ловушку шлама, в которой текучая среда разделяется на газообразные углеводороды и смесь жидких и необязательно твердых веществ. По меньшей мере часть смеси направляется в разделительный сосуд, и в случае быстрого повышения уровня жидкости в ловушке шлама по меньшей мере часть смеси из ловушки шлама направляется в буферную емкость. Соответственно, в изобретении предложен способ отделения газообразной углеводородной среды и жидкой углеводородной среды из текучей среды, получаемой из трубопровода природного газа, в котором:
(a) подают в ловушку шлама текучую среду, содержащую газообразные углеводороды, жидкие углеводороды, воду и необязательно твердые вещества по меньшей мере из одного трубопровода;
(b) отделяют в ловушке шлама по меньшей мере часть газообразных углеводородов от поданной текучей среды с получением жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ;
(c) направляют по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ в разделительный сосуд, предпочтительно в трехфазный разделительный сосуд для разделения на поток жидкой углеводородной среды и водный поток необязательно с твердыми веществами;
(б) в случае быстрого повышения уровня жидкости и необязательно твердых веществ в ловушке шлама направляют по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ из ловушки шлама в буферную емкость.
Важное преимущество способа согласно изобретению заключается в том, что способ обеспечивает бесперебойную подачу, даже в случае быстрого повышения уровня, как потока газообразных, так и жидких углеводородов в расположенные ниже установки переработки газообразных и установки переработки жидких углеводородов.
Более того, ловушка шлама может иметь гораздо меньшие размеры, чем традиционные ловушки шлама, так как нет необходимости в емкости для дополнительного объема жидкости, принятой в процессе быстрого повышения уровня. Это выгодно, поскольку предоставление буферной емкости, обычно меньшего давления, является менее дорогостоящим, чем ловушка шлама, обычно повышенного давления.
- 1 012742
Краткое описание чертежа
На чертеже показана схема установки для выделения из скважины природного газа, содержащего углеводородный конденсат и воду.
Осуществление изобретения
На стадии (а) способа согласно изобретению текучая среда по меньшей мере из одного трубопровода природного газа поступает в ловушку шлама. Эта текучая среда содержит газообразные углеводороды, жидкие углеводороды (обычно углеводородный конденсат), воду и необязательно твердые вещества.
Текучая среда представляет собой углеводородный газовый поток, который включает в себя жидкие углеводороды, воду и необязательно твердые вещества. Предпочтительно углеводородный газовый поток содержит по меньшей мере 50 об.% С1-С4 углеводородов, более предпочтительно по меньшей мере 90 об.%. Примерами таких газовых потоков являются природный газ, попутный газ и метан угольных пластов. При обычной эксплуатации текучая среда, главным образом, будет содержать газообразные углеводороды с меньшим количеством жидких углеводородов, воды и необязательно твердых веществ. В случае быстрого повышения уровня текучая среда может временно находиться, главным образом, в жидком состоянии, необязательно в сочетании с твердыми веществами.
Ловушка шлама может принять текучую среду из множества трубопроводов, предпочтительно из двух или трех трубопроводов.
Газообразные углеводороды в текучей среде, принятой в ловушке шлама, могут содержать газообразные примеси, такие как сероводород, азот, диоксид углерода или другие газы.
Вода, принятая в ловушке шлама, может содержать примеси, такие как ртуть, окалина, и добавки, такие как гидратные присадки, включающие гликоль, и противокоррозионные присадки, растворенные соли, такие как хлориды натрия, кальция и магния.
Твердые вещества необязательно могут находиться в текучей среде, поступающей в ловушку шлама. Примерами таких твердых веществ являются сульфат железа, окалина, другие карбонаты, песок и небольшие количества сульфата бария или сульфата стронция. Эти твердые вещества могут включать пирофорные вещества.
На стадии (Ь) способа согласно изобретению в ловушке шлама отделяется по меньшей мере часть газообразных углеводородов от остатка текучей среды, принятой в ловушку шлама, в результате остается жидкая смесь или, если принятая в ловушку шлама текучая среда содержит твердые вещества, остается смесь жидких/твердых веществ. Предпочтительно, по существу, весь нерастворенный газ, принятый в ловушку шлама, может быть выделен из жидкости или смеси жидких/твердых веществ в ловушке шлама. Используемый здесь термин по существу весь, если не указано иное, обычно означает по меньшей мере 90% от общего потока, предпочтительно по меньшей мере 95% от общего потока и может означать 100% от общего потока.
Выделенные газообразные углеводороды выпускаются из ловушки шлама и предпочтительно подвергаются очистке и дальнейшей переработке.
На стадии (с) по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ направляется в разделительный сосуд. Предпочтительно смесь направляется в разделительный сосуд через фильтр для твердых вещества для того, чтобы удалить некоторую часть, предпочтительно большую часть твердых веществ в смеси.
В случае быстрого повышения уровня в ловушку шлама попадает избыток жидкости и обычно твердые вещества, которые осаждаются в ловушке шлама. В способе согласно изобретению по меньшей мере часть жидкости или смеси жидких/твердых вещества в ловушке шлама направляется в буферную емкость в случае такого быстрого повышения уровня (стадия (б)).
Быстрое повышение уровня жидкости и необязательно твердых веществ может возникать при очистке скребками трубопровода природного газа, жидкость из которого поступает в ловушку шлама. Если текучая среда поступает из множества трубопроводов, предпочтительно, чтобы в любой данный момент очищался только один трубопровод с использованием скребков.
Обычно в нормальном режиме эксплуатации вся жидкость и любые твердые вещества в жидкости или в смеси жидких/твердых веществ в ловушке шлама направляются в разделительный сосуд, предпочтительно через фильтр для твердых веществ, и во время быстрого повышения уровня по меньшей мере часть жидкости и любые твердые вещества направляются в буферную емкость, и предпочтительно часть также идет в разделительный сосуд.
Предпочтительно смеси жидких или жидких/твердых веществ дополнительно разделяются в ловушке шлама на два потока: первый поток преимущественно содержит воду и любые твердые вещества; и второй поток преимущественно содержит жидкие углеводороды. Используемый здесь термин преимущественно, если не указано иное, обычно означает по меньшей мере 90% от общего потока, предпочтительно по меньшей мере 95% от общего потока.
Ловушка шлама может быть любой ловушкой шлама, которая подходит для отделения газообразных углеводородов от остальной текучей среды. Предпочтительно ловушка шлама включает средство для выделения смеси жидких или жидких/твердых веществ в первый поток, обогащенный водой и лю
- 2 012742 быми твердыми веществами, и второй поток, обогащенный жидкими углеводородами. Особенно подходящая ловушка шлама содержит множество труб, расположенных под углом к горизонтали, так чтобы углеводороды и вода внутри каждой трубы могли образовать отдельные слои, причем углеводородный слой находится выше водного слоя. Указанный угол предпочтительно составляет менее 5°. Он может быть между 1 и 2,5°. Обычно этот угол больше в направлении входного конца указанных труб по сравнению с выходным концом указанных труб. В качестве альтернативы ловушка шлама может быть сосудом, в котором жидкие углеводороды и вода естественно разделяются на слои, причем прохождение жидкого углеводородного слоя происходит через перемычку с целью отделения жидких углеводородов от воды.
Предпочтительно часть смеси, которая направляется в буферную емкость на стадии (б), представляет собой первый поток, содержащий преимущественно воду и любые твердые вещества, и никакой другой поток не направляется в буферную емкость. В качестве альтернативы буферная емкость принимает первый поток, содержащий преимущественно воду и любые твердые вещества, а также по меньшей мере часть второго потока, содержащего преимущественно жидкие углеводороды. В этом случае, второй поток обычно вытекает из того же выхода из ловушки шлама в буферную емкость, что и первый поток; поэтому второй поток обычно будет проходить в буферную емкость после первого потока.
В отсутствие буферной емкости существовала бы опасность того, что жидкие и твердые вещества внутри ловушки шлама имели бы такой объем, что они могли бы заблокировать выход из ловушки шлама, через который обычно выпускаются газообразные углеводороды. Это может вызвать отключение расположенных далее установок переработки газа, как, например, установки синтеза Фишера-Тропша. Кроме того, способ согласно изобретению обеспечивает бесперебойную подачу жидких углеводородов в разделительный сосуд и другое расположенное далее оборудование.
Обычно ловушка шлама работает под давлением в диапазоне 40-120 бар, предпочтительно 60-90 бар.
Предпочтительно буферная емкость эксплуатируется под меньшим давлением, чем ловушка шлама, например при давлении в диапазоне 20-40 бар, предпочтительно 25-35 бар. Если ловушка шлама эксплуатируется под более высоким давлением, чем буферная емкость, то под действием давления внутри ловушки шлама смесь будет перемещаться в буферную емкость. Следовательно, в таких вариантах осуществления не требуются насосы, хотя обычно может потребоваться клапан или другое аналогичное устройство.
Предпочтительно фильтр для твердых веществ между ловушкой шлама и буферной емкостью отсутствует. Напротив, предпочтительно допускается, чтобы твердые вещества в смеси направлялись в буферную емкость, где их удобнее удалять. Предпочтительно обеспечивается осаждение твердых веществ в буферной емкости, и они периодически удаляются из буферной емкости. Предпочтительно твердые вещества удаляются в виде суспензии, хотя иногда может возникнуть необходимость удаления твердых веществ из буферной емкости вручную.
Предпочтительно ловушка шлама эксплуатируется в нормальном режиме, пока твердые вещества удаляются из буферной емкости. Таким образом, в отличие от некоторых известных технических решений, в способе согласно изобретению обычно нет необходимости отключать ловушку шлама для того, чтобы удалить твердые вещества из системы.
Предпочтительно смесь, направляющаяся в буферную емкость, дополнительно разделяется на множество потоков: поток, содержащий преимущественно воду; поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, и необязательно поток, содержащий преимущественно газ, в частности газообразные углеводороды.
Обычно газообразные углеводороды в буферной емкости представляют собой, по существу, газообразные углеводороды, которые были растворены в жидких фазах обычно при более высоком давлении в ловушке шлама. Следует признать, что поток, преимущественно содержащий газ, может образоваться только в том случае, когда параметры давления и температуры в буферной емкости отличаются от параметров в ловушке шлама (что предпочтительно реализуется) для того, чтобы вызвать десорбцию газа из раствора, иначе газ в буферной емкости практически будет отсутствовать.
Предпочтительно буферная емкость представляет собой сосуд, подходящий для отделения воды от жидких углеводородов. Более предпочтительно буферная емкость представляет собой сосуд, при использовании которого происходит естественное разделение жидких углеводородов и воды на слои, причем обеспечивается прохождение верхнего жидкого углеводородного слоя через перемычку с целью отделения жидких углеводородов от воды.
Предпочтительно в буферной емкости имеется по меньшей мере одно смотровое отверстие для обеспечения периодического осмотра и очистки внутренней части буферной емкости.
Предпочтительно поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, направляется в разделительный сосуд. Предпочтительно поток, содержащий преимущественно воду, также направляется в разделительный сосуд. Предпочтительно разделение воды и жидких углеводородов в буферной емкости осуществляется даже в случае, когда оба потока затем направляются в тот же самый разделительный со
- 3 012742 суд, так как это помогает предупредить образование эмульсий.
С целью удаления твердых веществ поток, преимущественно содержащий воду, а также поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, предпочтительно подвергают фильтрации до подачи в разделительный сосуд.
Предпочтительно буферная емкость заполняется жидкими углеводородами до поступления в нее смеси жидких или жидких/твердых веществ из ловушки шлама, таким образом, жидкие углеводороды будут направляться в разделительный сосуд, когда жидкие и любые твердые вещества поступают из ловушки шлама. Таким образом, это помогает обеспечить отсутствие перерыва в подаче углеводородной жидкости в устройство для разделения, и поэтому уменьшается риск отключения установки из-за ограничения подачи жидких углеводородов.
Предпочтительно жидкости, поступающие из ловушки шлама и необязательно из буферной емкости в разделительный сосуд, разделяются в разделительном сосуде на множество потоков: поток, содержащий преимущественно воду, поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, и необязательно поток, содержащий преимущественно газ, в частности газообразные углеводороды. Обычно, третий газообразный поток образуется только в случае, когда параметры давления и температуры в устройстве разделения отличается от параметров в ловушке шлама (что предпочтительно реализуется) для того, чтобы вызвать десорбцию газа из раствора; иначе газ в разделительном сосуде практически будет отсутствовать. Таким образом, газообразные углеводороды в устройстве разделения представляют собой, по существу, газообразные углеводороды, которые растворены в жидких фазах, обычно при более высоком давлении в ловушке шлама и/или в буферной емкости.
Разделительный сосуд может быть любым разделительным сосудом, подходящим для разделения смеси, по существу, воды и жидких углеводородов, на воду и жидкие углеводороды. Предпочтительное устройство разделительного сосуда представляет собой трехфазный разделительный сосуд для разделения такой смеси на водную фазу, жидкую углеводородную фазу и газообразную фазу.
Предпочтительно разделительный сосуд эксплуатируется под меньшим давлением, чем давление в ловушке шлама, а также предпочтительно меньшим, чем давление в буферной емкости.
Предпочтительно устройство разделения эксплуатируется под давлением 15-35 бар, более предпочтительно 20-30 бар.
Преимущество способа согласно изобретению состоит в том, что устройство разделения может работать в нормальном режиме до тех пор, пока твердые вещества удаляются из буферной емкости. Поэтому для любых других расположенных далее устройств обработки жидких углеводородов, таких как стабилизаторы, также может поддерживаться режим нормальной эксплуатации до тех пор, пока твердые вещества удаляются из буферной емкости.
Может существовать множество таких разделительных сосудов. Предпочтительно, когда имеется η трубопроводов, снабжающих ловушку шлама, существуют (η+1) таких разделительных сосудов (где η любое целое число). Обычно один из (η+1) разделительных сосудов будет резервным разделительным сосудом.
Поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, которые выделены в емкости сепаратора, предпочтительно поступает в стабилизатор с целью удаления растворенных газов и необязательно небольшого количества воды, оставшегося в потоке жидких углеводородов, чтобы получить поток жидких углеводородных продуктов. Из уровня техники известны подходящие для этой цели стабилизаторы.
Газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости, и необязательно из стабилизатора можно превратить в смесь монооксида углерода и водорода (известна как синтез-газ), например, за счет парциального окисления газообразных углеводородов.
Монооксид углерода и водород могут быть превращены в С5+ углеводороды с помощью синтеза Фишера-Тропша. Специалистам в этой области техники хорошо известен синтез Фишера-Тропша, который заключается в синтезе углеводородов из газообразной смеси монооксида углерода и водорода путем контактирования этой смеси в условиях реакции с катализатором синтеза Фишера-Тропша.
В качестве альтернативы газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости, и необязательно из стабилизатора могут быть использованы для получения трубопроводного газа.
В качестве альтернативы газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости, и необязательно из стабилизатора могут быть использованы для получения сжиженного природного газа.
Предпочтительно газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости, и необязательно из стабилизатора очищаются до их использования для получения монооксида углерода и водорода, трубопроводного газа, сжиженного природного газа или для любого другого применения.
Далее вариант осуществления настоящего изобретения будет описан с помощью примера, со ссылкой на чертеж, на котором показана схема установки для выделения природного газа, содержащего углеводородный конденсат и воду, из скважины.
- 4 012742
Установка 1 включает в себя ловушку 10 шлама, приспособленную для приема текучей среды, содержащей газообразные углеводороды, жидкие углеводороды, примеси и иногда твердые вещества, из трех трубопроводов 20а, 20Ь и 20с природного газа.
Трубопроводы 20а, 20Ь и 20с простираются до скважины, в которой добываются преимущественно газообразные углеводороды. Трубопроводы 20а, 20Ь и 20с могут простираться на большие расстояния, например на несколько сотен километров.
Скорость приема текучей среды является непостоянной. В ловушке 10 шлама выделяется наибольшая часть газообразных углеводородов за счет того, что поступившему газу дают возможность проходить из выпускного отверстия наверху ловушки 10 шлама на стадию очистки газа (не показана) и затем, например, в установку синтеза Фишера-Тропша (не показана).
Затем твердые вещества, вода и жидкие углеводороды, оставшиеся в ловушке 10 шлама, естественно разделяются на слои. В самом нижнем слое смесь воды/твердых веществ проходит из нижнего выпускного отверстия в ловушке 10 шлама в фильтр 22 для твердых веществ и затем в нагреватель 30. Жидкие углеводороды проходят сквозь отдельное выпускное отверстие в нагреватель 30 через фильтр 20 для твердых веществ. Выпускное отверстие для жидких углеводородов расположено выше выхода для воды, таким образом, через этот выход преимущественно проходят только углеводороды (которые будут образовывать слой сверху воды), а из нижнего выпускного отверстия преимущественно выпускаются только вода и твердые вещества.
Отдельные выпускные отверстия из ловушки 10 шлама в нагреватель 30 помогают предотвратить образование эмульсий воды с жидкими углеводородами, которые могли бы затруднить процесс разделения в расположенном далее устройстве.
В нагревателе 30 вода и жидкие углеводороды подогреваются до 50-60°С с целью разрушения эмульсий. Для жидкостей, которые не образуют эмульсий, отсутствует потребность в нагревателе или он может быть выключен, причем оставшаяся смесь обычно находится при температуре около 10°С. Затем смесь направляется в трехфазный сепаратор 14.
В некоторых вариантах осуществления может быть предусмотрено множество таких трехфазных сепараторов, причем в каждом сепараторе имеются все расположенные ниже компоненты, которые описаны для сепаратора 14.
В некоторых вариантах осуществления жидкие углеводородные и водные потоки из ловушки 10 шлама также не будут смешиваться, а будут направляться в отдельные трехфазные сепараторы.
Трехфазный сепаратор 14 включает перемычку 15, через которую может перетекать верхний слой жидких углеводородов. Водный слой в сепараторе 14 не доходит до верха перемычки 15, предпочтительнее его сливают через выпускное отверстие на дне сепаратора 14 вблизи перемычки 15. Эту воду можно снова вводить в продуктивный пласт или ее можно дополнительно очищать для утилизации или применения. Газообразные углеводороды, в частности те, которые десорбировались из раствора за счет снижения давления в сепараторе 14 по сравнению с ловушкой 10 шлама, удаляются через верхнее выпускное отверстие для последующего применения.
Жидкие углеводороды из сепаратора 14 могут проходить через коагулятор 16, второй нагреватель 32 и стабилизатор 18 с целью дополнительного отделения любой остаточной воды и газообразных углеводородов из потока жидких углеводородов.
Нагреватель 32 может быть выключен или удален из системы. Если он имеется и эксплуатируется, то только часть (обычно от 30 до 70%) углеводородов нагревается в нагревателе 32, а остаток направляется непосредственно наверх стабилизатора 18.
Обычно в нагревателе 32 жидкости подогреваются до температуры приблизительно 60-120°С, обычно приблизительно до 90°С.
В стабилизаторе 18, который включает в себя кипятильник (не показан), С5+ углеводороды отделяются от С1-4 углеводородов, а также удаляется остаточная вода.
В нагревателе 32 может использоваться часть тепла от С5+ потока.
Регулярно, например через каждые 2-8 недель, необходимо очищать один из трубопроводов 20а, 20Ь или 20с. Эта операция заключается в прогоне трубного скребка (не показан) через трубопровод. Частью операции очистки скребками является быстрое повышение скорости потока и образуется большой объем жидкости в ловушке 10 шлама.
Обычно в то же время будет получаться гораздо больший объем твердых веществ (обусловленный эрозией длинного трубопровода).
Этот избыточный объем образовавшихся жидких и твердых веществ может вызвать повышение уровня воды и твердых веществ в ловушке 10 шлама выше верхнего выпускного отверстия для жидких углеводородов, что может вызвать недостаток углеводородов в расположенном далее оборудовании, таком как сепаратор 14. Это может привести к автоматическому отключению расположенных далее установок.
Кроме того, уровень воды и твердых веществ может подняться выше выпускного отверстия для газообразных углеводородов, что может вызвать отключение любых расположенных далее установок пе
- 5 012742 реработки газа, например установки синтеза Фишера-Тропша.
Для того чтобы справиться с таким быстрым повышением уровня, предусмотрена буферная емкость
12. Основной функцией буферной емкости 12 является поддержание потока газообразных углеводородов в любое расположенное далее оборудование для обработки, и потока жидких углеводородов в сепаратор 14 для того, чтобы рабочий режим сепаратора 14 и расположенного далее оборудования мог продолжаться, даже когда происходит быстрое повышение уровня.
Вход в буферную емкость 12 соединен с выпускным отверстием ловушки 10 шлама. Выход из буферной емкости 12 соединен с входным отверстием сепаратора 14, который обычно находится перед нагревателем 30.
Таким образом, в случае быстрого повышения уровня вследствие очистки одного из трубопроводов 20а-с или по любой другой причине, такой как замедление дозировки, текучую среду из выпускного отверстия воды из ловушки 10 шлама переключают на буферную емкость 12. Фильтр для твердых веществ не предусмотрен, так как предпочтительно допускается прохождение твердых веществ в буферную емкость 12. Это позволяет снизить уровень углеводородов в ловушке 10 шлама, и они покидают ловушку 10 шлама из обычного выпускного отверстия, попадая в описанный выше сепаратор 14.
Кроме того, предпочтительно буферную емкость 12 заполняют жидкими углеводородами до быстрого повышения уровня так, что, когда текучая среда из ловушки 10 шлама переключается на буферную емкость 12, жидкие углеводороды будут замещаться и попадать в сепаратор 14, таким образом, поддерживается поток жидких углеводородов в сепаратор 14.
Буферная емкость 12 также эксплуатируется при меньшем давлении, чем ловушка 10 шлама, и поэтому, хотя ловушка 10 шлама может иметь такие размеры, что может справиться с быстрым повышением скорости потока, предпочтительно используется буферная емкость 12, поскольку более выгодно иметь необходимый избыточный объем, находящийся в емкости, эксплуатируемой при пониженном давлении. Кроме того, гораздо легче удалять твердые вещества из буферной емкости 12, в то время как остальная часть установки продолжает работать, чем удалять их непосредственно из ловушки 10 шлама, что может снизить эффективность эксплуатации установки 1, при этом, конечно, потребуется временное отключение ловушки 10 шлама и, следовательно, отключение всей установки 1.
В буферной емкости 12 допускается естественное разделение текучей среды на слои. Здесь газ будет десорбироваться из раствора вследствие снижения давления в буферной емкости 12 по сравнению с ловушкой 10 шлама. Этот газ направляется в сепаратор 14.
Жидкие углеводороды могут перетекать через перемычку 13 и будут проходить в сепаратор 14 через фильтр 26 для твердых веществ и нагреватель 30.
Вода также будет отдельно направляться в сепаратор 14 через фильтр 24 для твердых веществ и нагреватель 30.
В качестве альтернативы, вода может проходить мимо сепаратора 14. Это зависит от ее чистоты и от выбранного окончательного применения воды в каждом отдельном случае.
Обычно твердые вещества в буферной емкости 12 удаляются в виде суспензии и направляются на обработку и утилизацию. В качестве альтернативы, если твердые вещества нельзя удалить в виде суспензии, буферная емкость 12 может быть отключена и открыта, причем твердые вещества удаляются вручную. Хотя предпочтительно эта операция не используется, иногда она необходима, причем гораздо удобнее выполнять эту операцию, когда буферная емкость 12 отключена от остальной части установки 1, работа которой может продолжаться в обычном режиме. Напротив, в некоторых известных системах, где твердые вещества должны удаляться непосредственно из ловушки шлама, необходимо отключать всю установку.
Таким образом, варианты осуществления настоящего изобретения обеспечивают непрерывный поток газообразных углеводородов в расположенное далее технологическое оборудование, а также поддерживает поток жидких углеводородов в трехфазный сепаратор 14 и расположенное далее оборудование, таким образом, снижается вероятность того, что установку 1 или расположенное далее технологическое оборудование будет необходимо отключить.
Кроме того, варианты осуществления настоящего изобретения выгодны тем, что могут быть использованы ловушки шлама малого объема, так как нет необходимости справляться с быстрым повышением уровня при эксплуатации трубопроводов. Поскольку буферная емкость 12 работает при меньшем давлении, чем ловушка 10 шлама, снижаются затраты на ее монтаж и эксплуатацию.
Предпочтительно газообразные углеводороды, полученные с использованием установки 1, применяются в синтезе Фишера-Тропша, где они сначала превращаются путем парциального окисления в смесь монооксида углерода и водорода и после этого в С5+ углеводороды.
Claims (24)
1. Способ отделения газообразной углеводородной среды и жидкой углеводородной среды из текучей среды, получаемой из трубопровода природного газа, в котором:
(а) подают в ловушку шлама текучую среду, содержащую газообразные углеводороды, жидкие уг
- 6 012742 леводороды, воду и необязательно твердые вещества, по меньшей мере из одного трубопровода;
(b) отделяют в ловушке шлама по меньшей мере часть газообразных углеводородов от поданной текучей среды с получением жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ;
(c) направляют по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ в разделительный сосуд, предпочтительно в трехфазный разделительный сосуд, для разделения на поток жидкой углеводородной среды и водный поток необязательно с твердыми веществами;
(б) в случае быстрого повышения уровня жидкости и необязательно твердых веществ в ловушке шлама направляют по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ из ловушки шлама в буферную емкость.
2. Способ по п.1, в котором быстрое повышение уровня жидкости и необязательно твердых веществ в ловушке шлама происходит при очистке трубопровода скребками.
3. Способ по п.1 или 2, в котором при нормальном уровне жидкости всю жидкую смесь или смесь жидких/твердых веществ направляют в разделительный сосуд предпочтительно через фильтр для твердых веществ и при повышении уровня по меньшей мере часть жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ направляют в буферную емкость, причем предпочтительно некоторую часть направляют в разделительный сосуд.
4. Способ по любому из пп.1-3, в котором в ловушке шлама жидкую смесь или смесь жидких/твердых веществ дополнительно разделяют на два потока: первый поток, содержащий преимущественно воду и любые твердые вещества; и второй поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды.
5. Способ по п.4, в котором первый поток, содержащий преимущественно воду и любые твердые вещества, направляют в буферную емкость.
6. Способ по любому из пп.1-5, в котором давление в ловушке шлама поддерживают между 40 и 120 бар, предпочтительно 60-90 бар.
7. Способ по любому из пп.1-6, в котором давление в буферной емкости поддерживают меньшим, чем давление в ловушке шлама.
8. Способ по любому из пп.1-7, в котором давление в буферной емкости поддерживают между 20 и 40 бар, предпочтительно 25-35 бар.
9. Способ по любому из пп.1-8, в котором во время быстрого повышения уровня под действием давления внутри ловушки шлама происходит перемещение по меньшей мере части жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ в буферную емкость.
10. Способ по любому из пп.1-9, в котором на стадии (а) текучую среду подают из множества трубопроводов, предпочтительно из двух или трех трубопроводов.
11. Способ по любому из пп.1-10, в котором смесь, направляемую в буферную емкость, дополнительно разделяют на несколько потоков: поток, содержащий преимущественно воду; поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды; и необязательно поток, содержащий преимущественно газ, в том числе газообразные углеводороды.
12. Способ по п.11, в котором поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды, направляют в разделительный сосуд предпочтительно через фильтр для твердых веществ.
13. Способ по п.12, в котором буферную емкость предварительно заполняют жидкими углеводородами, в результате чего жидкие углеводороды направляются в разделительный сосуд при поступлении в буферную емкость жидкой смеси или смеси жидких/твердых веществ из ловушки шлама.
14. Способ по любому из пп.1-13, в котором твердые вещества осаждают в буферной емкости и периодически удаляют.
15. Способ по п.14, в котором твердые вещества удаляют из буферной емкости при функционировании ловушки шлама в обычном режиме.
16. Способ по п.14 или 15, в котором твердые вещества удаляют из буферной емкости при функционировании разделительного сосуда в обычном режиме.
17. Способ по любому из пп.1-16, в котором давление в разделительном сосуде поддерживают меньшим, чем давление в ловушке шлама, и предпочтительно меньшим, чем давление в буферной емкости.
18. Способ по любому из пп.1-17, в котором давление в разделительном сосуде поддерживают между 15-35 бар, предпочтительно 20-30 бар.
19. Способ по любому из пп.1-18, в котором жидкости, направляемые в разделительный сосуд из ловушки шлама и из буферной емкости, разделяют на поток, содержащий преимущественно воду; поток, содержащий преимущественно жидкие углеводороды; и необязательно поток, содержащий преимущественно газ, в том числе газообразные углеводороды.
20. Способ по п.19, в котором поток, содержащий преимущественно углеводороды, выделенный в разделительном сосуде, подают в стабилизатор с целью удаления растворенных газов и необязательно воды, чтобы получить поток жидкого углеводородного продукта.
21. Способ по любому из пп.1-20, в котором газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости превращают в смесь мо
- 7 012742 нооксида углерода и водорода, например, путем парциального окисления.
22. Способ по п.21, в котором монооксид углерода и водород превращают в С5+ углеводороды в процессе синтеза Фишера-Тропша.
23. Способ по любому из пп.1-20, в котором газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости используют для получения трубопроводного газа.
24. Способ по любому из пп.1-20, в котором газообразные углеводороды из ловушки шлама, и необязательно из разделительного сосуда, и необязательно из буферной емкости используют для получения сжиженного природного газа.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP05111364 | 2005-11-28 | ||
| PCT/EP2006/068914 WO2007060228A1 (en) | 2005-11-28 | 2006-11-27 | A method for receiving fluid from a natural gas pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200801459A1 EA200801459A1 (ru) | 2008-10-30 |
| EA012742B1 true EA012742B1 (ru) | 2009-12-30 |
Family
ID=36128457
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200801459A EA012742B1 (ru) | 2005-11-28 | 2006-11-27 | Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7947121B2 (ru) |
| EP (1) | EP1954914B1 (ru) |
| AT (1) | ATE479012T1 (ru) |
| AU (1) | AU2006316465B2 (ru) |
| DE (1) | DE602006016475D1 (ru) |
| EA (1) | EA012742B1 (ru) |
| ES (1) | ES2348812T3 (ru) |
| MY (1) | MY145827A (ru) |
| NO (1) | NO336426B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007060228A1 (ru) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9353315B2 (en) | 2004-09-22 | 2016-05-31 | Rodney T. Heath | Vapor process system |
| US8529215B2 (en) * | 2008-03-06 | 2013-09-10 | Rodney T. Heath | Liquid hydrocarbon slug containing vapor recovery system |
| EP2268374B1 (en) * | 2008-04-28 | 2012-11-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing gaseous and liquid components from one or more multi-phase streams and an apparatus therefor |
| ATE537331T1 (de) | 2008-04-28 | 2011-12-15 | Shell Int Research | Verfahren zur umführung einer leitung in einem mehrfachleitungssystem |
| EP2275641A1 (en) | 2009-06-02 | 2011-01-19 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing a combined gaseous hydrocarbon component stream and liquid hydrocarbon component streams, and an apparatus therefor |
| BR112012004565A2 (pt) * | 2009-09-01 | 2019-09-24 | Ngltech Sdn Bhd | "aparelho supressor de lama pesada e conjunto de estabilização de óleo cru e processo para tal" |
| US8864887B2 (en) | 2010-09-30 | 2014-10-21 | Rodney T. Heath | High efficiency slug containing vapor recovery |
| WO2013170190A1 (en) | 2012-05-10 | 2013-11-14 | Heath Rodney T | Treater combination unit |
| US20140027386A1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-30 | MBJ Water Partners | Fracture Water Treatment Method and System |
| US9896918B2 (en) | 2012-07-27 | 2018-02-20 | Mbl Water Partners, Llc | Use of ionized water in hydraulic fracturing |
| CN104919135A (zh) * | 2012-08-24 | 2015-09-16 | 美伴家水伙伴公司 | 裂隙水的处理方法和系统 |
| 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 |
| US10739241B2 (en) | 2014-12-17 | 2020-08-11 | Schlumberger Technology Corporation | Test apparatus for estimating liquid droplet fallout |
| WO2020033114A2 (en) * | 2018-08-10 | 2020-02-13 | Exxonmobil Upstream Research Company | Improving the efficiency a gas conditioning system via hydrate inhibitor injection |
| BR112021011253A2 (pt) | 2018-12-11 | 2021-08-24 | Exxonmobil Upstream Research Company | Treinamento de sistemas de aprendizado de máquina para interpretação sísmica |
| CN111173493A (zh) * | 2020-01-14 | 2020-05-19 | 董维江 | 油田采油过滤器装置 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2873814A (en) * | 1957-04-22 | 1959-02-17 | Nat Tank Co | Methods and means for low temperature separation of liquid hydrocarbons from naturalgas |
| US4160652A (en) * | 1977-08-26 | 1979-07-10 | Texas Eastern Engineering, Ltd. | Method and apparatus for handling the fluids in a two-phase flow pipeline system |
| US4233154A (en) * | 1978-12-29 | 1980-11-11 | Kobe, Inc. | Method for treating petroleum well pumping power fluid |
| US4778443A (en) * | 1987-03-25 | 1988-10-18 | Fluor Corporation | Gas-oil-water separation system and process |
| EP0331295A1 (en) * | 1988-02-03 | 1989-09-06 | Norsk Hydro A/S | Pipeline system to separate at least a two-phase fluid flow |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| US5064448A (en) * | 1991-01-09 | 1991-11-12 | Conoco Inc. | Surge dampening three-phase production separator |
| US6390114B1 (en) * | 1999-11-08 | 2002-05-21 | Shell Oil Company | Method and apparatus for suppressing and controlling slugflow in a multi-phase fluid stream |
| GB2369787A (en) * | 2000-09-29 | 2002-06-12 | Kvaerner Oil & Gas Ltd | Subsea Separator |
| WO2004057153A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-07-08 | Norsk Hydro Asa | A system and a method for prediction and treatment of slugs being formed in a flow line or wellbore tubing |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5232475A (en) * | 1992-08-24 | 1993-08-03 | Ohio University | Slug flow eliminator and separator |
| CA2482062A1 (en) * | 2002-04-16 | 2003-10-30 | Conocophillips Company | Optimized solid/liquid separation system for multiphase converters |
-
2006
- 2006-11-27 AU AU2006316465A patent/AU2006316465B2/en active Active
- 2006-11-27 WO PCT/EP2006/068914 patent/WO2007060228A1/en active Application Filing
- 2006-11-27 EA EA200801459A patent/EA012742B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-11-27 AT AT06830125T patent/ATE479012T1/de not_active IP Right Cessation
- 2006-11-27 US US12/095,096 patent/US7947121B2/en active Active
- 2006-11-27 MY MYPI20081747A patent/MY145827A/en unknown
- 2006-11-27 DE DE602006016475T patent/DE602006016475D1/de active Active
- 2006-11-27 EP EP06830125A patent/EP1954914B1/en not_active Not-in-force
- 2006-11-27 ES ES06830125T patent/ES2348812T3/es active Active
-
2008
- 2008-06-27 NO NO20082914A patent/NO336426B1/no unknown
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2873814A (en) * | 1957-04-22 | 1959-02-17 | Nat Tank Co | Methods and means for low temperature separation of liquid hydrocarbons from naturalgas |
| US4160652A (en) * | 1977-08-26 | 1979-07-10 | Texas Eastern Engineering, Ltd. | Method and apparatus for handling the fluids in a two-phase flow pipeline system |
| US4233154A (en) * | 1978-12-29 | 1980-11-11 | Kobe, Inc. | Method for treating petroleum well pumping power fluid |
| US4778443A (en) * | 1987-03-25 | 1988-10-18 | Fluor Corporation | Gas-oil-water separation system and process |
| EP0331295A1 (en) * | 1988-02-03 | 1989-09-06 | Norsk Hydro A/S | Pipeline system to separate at least a two-phase fluid flow |
| GB2242373A (en) * | 1990-03-26 | 1991-10-02 | British Offshore Eng Tech | Crude oil separator |
| US5064448A (en) * | 1991-01-09 | 1991-11-12 | Conoco Inc. | Surge dampening three-phase production separator |
| US6390114B1 (en) * | 1999-11-08 | 2002-05-21 | Shell Oil Company | Method and apparatus for suppressing and controlling slugflow in a multi-phase fluid stream |
| GB2369787A (en) * | 2000-09-29 | 2002-06-12 | Kvaerner Oil & Gas Ltd | Subsea Separator |
| WO2004057153A1 (en) * | 2002-12-23 | 2004-07-08 | Norsk Hydro Asa | A system and a method for prediction and treatment of slugs being formed in a flow line or wellbore tubing |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2006316465B2 (en) | 2010-03-04 |
| EP1954914A1 (en) | 2008-08-13 |
| WO2007060228A1 (en) | 2007-05-31 |
| NO20082914L (no) | 2008-06-27 |
| ES2348812T3 (es) | 2010-12-14 |
| EP1954914B1 (en) | 2010-08-25 |
| MY145827A (en) | 2012-04-30 |
| US7947121B2 (en) | 2011-05-24 |
| NO336426B1 (no) | 2015-08-17 |
| ATE479012T1 (de) | 2010-09-15 |
| EA200801459A1 (ru) | 2008-10-30 |
| US20090133578A1 (en) | 2009-05-28 |
| AU2006316465A1 (en) | 2007-05-31 |
| DE602006016475D1 (de) | 2010-10-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA012742B1 (ru) | Способ выделения текучей среды из трубопровода природного газа | |
| RU2412738C2 (ru) | Система и способ разделения потока флюида | |
| RU2448245C1 (ru) | Сепарирование и улавливание жидкостей мультифазного потока | |
| CN104812876B (zh) | 自井流的结合的气体脱水和液体抑制 | |
| EA005616B1 (ru) | Установка для разделения текучих сред | |
| EA006001B1 (ru) | Способ и устройство для получения сжиженного природного газа с удалением замерзающих твёрдых частиц | |
| US5988283A (en) | Vertical combined production facility | |
| RU2509208C2 (ru) | Способ получения объединенного газообразного углеводородного потока и жидких углеводородных потоков и устройство для его осуществления | |
| US6755980B1 (en) | Process to remove solid slag particles from a mixture of solid slag particles and water | |
| GB2146038A (en) | Process for purifying natural gas | |
| EA018418B1 (ru) | Реакторная система для синтеза углеводородного соединения и способ удаления частиц порошкообразного катализатора | |
| EA016012B1 (ru) | Способ и устройство для уменьшения содержания добавок в углеводородном потоке | |
| KR102092029B1 (ko) | 풍부한 수화물 억제제 스트림으로부터 중금속 이온들의 제거를 위한 시스템 및 방법 | |
| RU2581413C2 (ru) | Способ и устройство для обработки потока исходного продукта подземной газификации угля | |
| NO328938B1 (no) | Separatorinnretning og fremgangsmate for foring av gass forbi en vaeskepumpe i et produksjonssystem | |
| RU2333350C1 (ru) | Способ подготовки нефти | |
| CN103429707A (zh) | 烃的制造装置以及烃的制造方法 | |
| RU2635799C1 (ru) | Производственный кластер для добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения | |
| EA000771B1 (ru) | Способ и установка для удаления из газа газообразной элементарной ртути | |
| GB2554076A (en) | Subsea hydrocarbon processing | |
| EA018019B1 (ru) | Способ получения газообразных и жидких компонентов из одного или нескольких многофазных потоков и устройство для его осуществления | |
| CN220116467U (zh) | 一种焦化大吹瓦斯气回收系统 | |
| RU2387695C1 (ru) | Установка очистки нефти (варианты) | |
| EA032484B1 (ru) | Установка для получения углеводородов и способ получения углеводородов | |
| WO2023058097A1 (ja) | 浮体設備 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |