EA013255B1 - Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ - Google Patents

Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ Download PDF

Info

Publication number
EA013255B1
EA013255B1 EA200801204A EA200801204A EA013255B1 EA 013255 B1 EA013255 B1 EA 013255B1 EA 200801204 A EA200801204 A EA 200801204A EA 200801204 A EA200801204 A EA 200801204A EA 013255 B1 EA013255 B1 EA 013255B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
tank
gas
separator tank
separator
tank according
Prior art date
Application number
EA200801204A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200801204A1 (ru
Inventor
Йерн Фолькванг
Original Assignee
М-И Эпкон Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by М-И Эпкон Ас filed Critical М-И Эпкон Ас
Publication of EA200801204A1 publication Critical patent/EA200801204A1/ru
Publication of EA013255B1 publication Critical patent/EA013255B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
    • B01D19/0052—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused
    • B01D19/0057—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused the centrifugal movement being caused by a vortex, e.g. using a cyclone, or by a tangential inlet
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0205—Separation of non-miscible liquids by gas bubbles or moving solids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
    • B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
    • B03D1/00—Flotation
    • B03D1/14—Flotation machines
    • B03D1/1412—Flotation machines with baffles, e.g. at the wall for redirecting settling solids
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
    • B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
    • B03D1/00—Flotation
    • B03D1/14—Flotation machines
    • B03D1/1418—Flotation machines using centrifugal forces
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B04—CENTRIFUGAL APPARATUS OR MACHINES FOR CARRYING-OUT PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES
    • B04C—APPARATUS USING FREE VORTEX FLOW, e.g. CYCLONES
    • B04C5/00—Apparatus in which the axial direction of the vortex is reversed
    • B04C5/02—Construction of inlets by which the vortex flow is generated, e.g. tangential admission, the fluid flow being forced to follow a downward path by spirally wound bulkheads, or with slightly downwardly-directed tangential admission
    • B04C5/04—Tangential inlets
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B04—CENTRIFUGAL APPARATUS OR MACHINES FOR CARRYING-OUT PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES
    • B04C—APPARATUS USING FREE VORTEX FLOW, e.g. CYCLONES
    • B04C5/00—Apparatus in which the axial direction of the vortex is reversed
    • B04C5/08—Vortex chamber constructions
    • B04C5/103—Bodies or members, e.g. bulkheads, guides, in the vortex chamber
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B04—CENTRIFUGAL APPARATUS OR MACHINES FOR CARRYING-OUT PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES
    • B04C—APPARATUS USING FREE VORTEX FLOW, e.g. CYCLONES
    • B04C5/00—Apparatus in which the axial direction of the vortex is reversed
    • B04C5/08—Vortex chamber constructions
    • B04C5/107—Cores; Devices for inducing an air-core in hydrocyclones
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/38—Treatment of water, waste water, or sewage by centrifugal separation
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B03—SEPARATION OF SOLID MATERIALS USING LIQUIDS OR USING PNEUMATIC TABLES OR JIGS; MAGNETIC OR ELECTROSTATIC SEPARATION OF SOLID MATERIALS FROM SOLID MATERIALS OR FLUIDS; SEPARATION BY HIGH-VOLTAGE ELECTRIC FIELDS
    • B03D—FLOTATION; DIFFERENTIAL SEDIMENTATION
    • B03D1/00—Flotation
    • B03D1/14—Flotation machines
    • B03D1/24—Pneumatic
    • B03D1/242—Nozzles for injecting gas into the flotation tank
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
    • C02F1/24—Treatment of water, waste water, or sewage by flotation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2101/00—Nature of the contaminant
    • C02F2101/30—Organic compounds
    • C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
    • C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
    • C02F2103/36—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds
    • C02F2103/365—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds from petrochemical industry (e.g. refineries)

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Biotechnology (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Hydrology & Water Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Water Supply & Treatment (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)

Abstract

Предлагаемый сепаратор-резервуар снабжен, по существу, цилиндрическим вертикальным резервуаром (1), содержащим: верхнюю часть (6) и нижнюю часть (7); тангенциально расположенный впуск (2) для текучей среды в верхней части резервуара; по меньшей мере один первый выпуск (4) в верхней части резервуара; по меньшей мере один второй выпуск (3) в нижней части резервуара; средство (12) для успокоения потока вокруг второго выпуска. Внутренняя кольцевая стенка (5) содержит первое отверстие (8) в верхнем торце упомянутой внутренней кольцевой стенки для обеспечения возможности сообщения между верхней частью и нижней частью резервуара. Сепаратор-резервуар содержит стержнеобразный гаситель (11) вихревой воронки, проходящий вертикально в центре резервуара для повышения производительности резервуара.

Description

Изобретение относится к сепаратору-резервуару для разделения текучей среды, включающей воду, нефть и газ, снабженному, по существу, цилиндрическим вертикальным резервуаром (емкостью), содержащим: верхнюю часть и нижнюю часть; впуск для текучей среды, тангенциально расположенный в верхней части резервуара; внутреннюю кольцевую стенку; по меньшей мере один первый выпуск преимущественно для нефти и газа, расположенный в верхней части резервуара; по меньшей мере один второй выпуск для воды, расположенный в нижней части резервуара; средство для успокоения потока, проходящего вокруг второго выпуска; при этом упомянутая внутренняя кольцевая стенка у своей верхнего торца содержит первое отверстие для обеспечения возможности сообщения между верхней частью и нижней частью резервуара.
Резервуар такого типа описан и показан в международной заявке \7О 2005/079946, поданной заявителем, где внутренняя кольцевая стенка является цилиндрической, а средство для успокоения потока вокруг второго выпускного отверстия является дискообразной пластиной, проходящей поперек второго выпускного отверстия на расстоянии над вторым выпускным отверстием. С помощью этой дискообразной пластины успокаивают поток на выпуске путем гашения вихревого потока в текучей среде, проходящей за пластину для достижения второго выпуска.
В нефтяной промышленности неочищенная нефть, получаемая из подземных бассейнов, содержит смесь нефти, газа и воды. В устье скважины обычно производят первоначальное разделение в одной или большем количестве стадий для удаления добавочных воды и газа перед тем, как неочищенная нефть будет готова к отгрузке для экспортирования. После первоначального разделения неочищенные нефть и газ могут быть дополнительно очищены до отгрузки для перегонки и т.д. После дополнительной очистки воду и песок обычно (не обязательно) выгружают в соответствующий приемник, например в море или в емкость.
Когда месторождения нефти и газа становятся зрелыми, то часто обнаруживают, что объем воды, сопровождающей нефть и газ, становится значительно большим и, следовательно, большие объемы получаемой воды должны быть обработаны на устьевом производственном оборудовании для поддержания приемлемой производительности.
Кроме того, существуют общие требования, касающиеся загрязнений, имеющих место при добыче нефти в море, особенно, когда добычу нефти ведут в районах, которые считаются легко разрушаемой средой, например арктические районы или районы рыболовства. В нефтяной промышленности существует опасение, что требование значительно более низкого предела выбросов нефти может сделать добычу нефти в ряде известных мест добычи экономически не эффективной, если будут полагаться на оборудование, используемое в настоящее время. По этой причине были приложены большие усилия со стороны промышленности и властных структур для поиска путей снижения выбросов нефти во время добычи нефти по доступным ценам.
На платформах для добычи нефти и газа, предназначенных для ведения работ в море, обычно доступное пространство ограничено. Таким образом, существуют очень жесткие ограничения доступного пространства для установки оборудования. Даже с еще более жесткими ограничениями пространства можно столкнуться при рассмотрении вопроса ведения добычи и разделения на уровне морского дна.
Целью настоящего изобретения является создание сепаратора для разделения нефти, газа и воды, обладающего повышенной разделяющей способностью и при этом не требующего большего пространства. С учетом этого, сепаратор-резервуар согласно настоящему изобретению отличается тем, что содержит стержнеобразный гаситель вихревой воронки, проходящий вертикально в центре резервуара. Стержнеобразный гаситель вихревой воронки выполнен продолговатым и может проходить вдоль центральной вертикальной линии резервуара. Гаситель вихревой воронки предназначен для повышения производительности резервуара благодаря воздействию на вихрь в его центре таким образом, чтобы в нем была понижена тенденция к образованию вихревой воронки. Использование стержнеобразного гасителя вихревой воронки, таким образом, обеспечивает возможность задания более высокой угловой скорости вихревому потоку (создания более мощного вихря) без образования вихревой воронки в центре вихревого потока. Действие гасителя вихревой воронки заключается в стабилизации и сдерживании вихревого потока.
В варианте исполнения гаситель вихревой воронки проходит из нижней части резервуара вверх за нижний обод внутренней кольцевой стенки. Этот вариант исполнения, в частности, обладает преимуществом, когда внутренняя стенка у нижнего обода имеет диаметр, составляющий больше 40% внутреннего диаметра резервуара. Когда внутренняя стенка имеет больший диаметр у нижнего обода, вихревой поток в нижней части резервуара может подниматься вверх внутрь внутренней стенки, и преимущество может быть получено благодаря наличию гасителя вихревой воронки внутри внутренней стенки.
Хотя возможно выполнение гасителя вихревой воронки таким образом, чтобы он проходил вверх через первое отверстие, предпочтительно, чтобы верхний конец гасителя вихревой воронки был расположен на некотором расстоянии ниже первого отверстия во внутренней кольцевой стенке таким образом, чтобы поток текучей среды проходил через первое отверстие, в значительной степени беспрепятственно минуя гаситель вихревой воронки.
В предпочтительном варианте исполнения стержнеобразный гаситель вихревой воронки располо
- 1 013255 жен соосно резервуару. Благодаря симметрии, получающейся при таком расположении гасителя вихревой воронки, дополнительно улучшают вихревой поток.
Предпочтительно, чтобы стержнеобразный гаситель вихревой воронки имел длину в диапазоне от 1/2 до 5/6 высоты резервуара. Гаситель вихревой воронки может иметь длину, меньшую половины высоты резервуара, например, в некоторых конструкциях, в которых внутренняя стенка проходит вниз в нижнюю половину или нижнюю треть резервуара, но наибольшего эффекта достигают при использовании более длинного гасителя вихревой воронки.
Особенно простую и эффективную конструкцию получают путем прикрепления стержнеобразного гасителя вихревой воронки к средству для успокоения потока вокруг второго выпуска. Средство для успокоения потока используют для поддержания нижнего конца гасителя вихревой воронки, чтобы можно было обходиться без специальных поддерживающих средств. Стержень может, например, проходить вверх в резервуар от диска, расположенного в горизонтальном положении над вторым выпуском в нижней части резервуара.
В одном варианте исполнения внутренняя кольцевая стенка является цилиндрической, и в этом варианте исполнения стержнеобразный гаситель вихревой воронки проходит параллельно внутренней кольцевой стенке, а предпочтительно - соосно ей. Кольцевая стенка и гаситель вихревой воронки, таким образом, взаимодействуют, взаимно поддерживая центральный вихревой поток снаружи и в центре.
В альтернативном варианте исполнения внутренняя кольцевая стенка выполнена в форме усеченного конуса, и внутреннюю стенку такой формы можно преимущественно использовать для отделения верхней части резервуара от нижней части резервуара. В таком варианте исполнения один вихревой поток может быть образован в верхней части резервуара, а другой вихревой поток - в нижней части резервуара. Как уже определено в предыдущем описании, гаситель вихревой воронки предпочтительно имеет длину, меньшую полной высоты резервуара, а когда гаситель вихревой воронки проходит от нижнего торца резервуара, он в основном влияет на вихревой поток в нижней части резервуара.
Стержень служит для предотвращения образования вихревой воронки, т. е. зоны, свободной от воды и нефти в центральной части сепаратора. Образование такой зоны ведет к уменьшению емкости сепаратора. Сепаратор-резервуар согласно изобретению обладает благоприятным соотношением между размером и емкостью, предположительно вызванным образованием «двойного вихря» в сепараторе. Необычная конструкция внутренности сепаратора принята для генерирования потока, способствующего образованию «двойного вихря», который опять-таки способствует флотации и разделению фаз в сепараторе и, таким образом, в результате способствует очень эффективному разделению.
Посредством кольцевой стенки, выполненной, например, в форме усеченного конуса и связанной с тангенциально расположенным впуском, понуждают поступающую текучую среду, содержащую смесь воды, нефти и газа, к образованию вихревого потока в верхней части сепаратора-резервуара.
Кроме того, кольцевая стенка открыта сверху для обеспечения возможности сообщения между верхней частью и нижней частью резервуара. С помощью отверстия обеспечивают возможность образования вихревого потока также и в нижней части разделяющего резервуара. Кроме того, с помощью отверстия обеспечивают возможность аккумулирования нефти и газа в верхней части резервуара и стекания вниз, в нижнюю часть резервуара, водной фазы.
По меньшей мере один первый выпуск (для нефти и газа или для газа) может быть выполнен в верхней части резервуара таким образом, чтобы посредством его можно было создавать эжектирующий эффект. Такой эжектирующий эффект достигают за счет повышения давления газа в верхней части резервуара. В частности, когда первый выпуск расположен на расстоянии вниз от верха резервуара (например, на 5-30 см), газ из смеси, содержащей воду, нефть и газ, может аккумулироваться в пространстве в верхней части резервуара, ограниченном верхом резервуара и положением выпускного отверстия первого выпуска. В таком устройстве повышение давления происходит благодаря аккумулированию газа до тех пор, пока газ вытесняет жидкую часть смеси в резервуаре до уровня, находящегося как раз ниже выпускного отверстия, ведущего к первому выпуску. В этой точке газ и нефть эжектируются через первый выпуск и выходят из резервуара. Уровень жидкой смеси повышается и становится выше выпуска для нефти и газа, и происходит новое повышение давления. Таким образом, нефть автоматически сливается с верхнего уровня воды в резервуаре. В зависимости от расположения выпускного отверстия относительно первого выпуска повышение и понижение давления может происходить менее чем за одну секунду.
Средство для успокоения потока вокруг второго выпуска (для воды или для нефти) может быть выполнено в виде диска с круглым наружным контуром, расположенным (не обязательно) горизонтально, как раз над вторым выпуском. В качестве альтернативы средство для успокоения потока вокруг второго выпуска может быть выполнено конической или полусферической формы. В любом случае с помощью средства можно создавать успокоенный поток вокруг выпуска для воды и этим повышать эффективность резервуара.
В варианте исполнения резервуара первое отверстие в верхнем торце кольцевой стенки имеет диаметр в диапазоне от 15 до 40% внутреннего диаметра стенки резервуара. Большие или меньшие значения возможны, но упомянутый диапазон является подходящим, когда кольцевая стенка имеет форму усеченного конуса, и при этом диапазоне обеспечивается соответствующее взаимодействие между вихревым
- 2 013255 потоком в верхней части резервуара и вихревым потоком в нижней части резервуара. В дополнительном усовершенствованном исполнении данного варианта предпочтительно, чтобы упомянутый диаметр был в диапазоне от 20 до 30% внутреннего диаметра стенки резервуара, например диаметр, составляющий около 25% внутреннего диаметра стенки резервуара. При диаметре, составляющем упомянутым 25%, первое отверстие имеет больший диаметр, чем диаметр выпускного отверстия первого выпуска. Этим обеспечивают преимущество, заключающееся в том, что колебания уровня текучей среды в районе выпускного отверстия первого выпуска не сдерживают проход потока текучей среды через первое отверстие.
Предпочтительно второй выпуск расположен на большем расстоянии от кольцевой стенки, чем расстояние между кольцевой стенкой и первым выпуском. Нижняя часть резервуара, следовательно, имеет больший объем, чем верхняя часть резервуара. Этот вариант исполнения, в частности, пригоден для обработки потока текучей среды из скважины с большим содержанием воды.
Для увеличения емкости сепаратор-резервуар предпочтительно содержит первый выпуск, расположенный соосно с первым отверстием. Первый выпуск может быть расположен с боковой стороны в верхней части резервуара, но центральное расположение и вертикальная протяженность, получающаяся тогда, когда первый выпуск расположен соосно с первым отверстием, обеспечивает образование более регулярного вихревого потока в верхней части резервуара и в некоторой степени также в нижней части, так как два вихревых потока оказывают влияние друг на друга.
Если резервуар снабжен гасителем вихревой воронки, выполненным в виде стержня, то регулярность вихревого потока может быть повышена в основном в нижней части резервуара, и в некоторой степени также в верхней части резервуара, посредством расположения стержня таким образом, чтобы он был расположен соосно с первым отверстием.
Предпочтительно, чтобы первое отверстие, первый выпуск и второй выпуск были соосны. При таком соосном расположении обоих выпусков и первого отверстия происходит их взаимодействие вместе с круглой цилиндрической стенкой резервуара в создании очень эффективных вихревых потоков в резервуаре.
В дополнительном варианте исполнения сепаратор-резервуар дополнительно содержит средство инжекции газа, установленное на тангенциально расположенном впуске, посредством которого газ инжектируют в поступающую в резервуар текучую среду. Впоследствии газ образует маленькие пузырьки в текучей среде, которые способствуют разделению. Газ, используемый для инжекции, может быть любым газом, подходящим для образования пузырьков в текучей среде, например СО2, азотом или газом на основе углеводородов, а предпочтительно газ является повторно используемым газом из разделенной смеси воды, нефти и газа. Количество добавляемого газа обычно составляет в диапазоне от 0,02 до 0,2 Нм3/м3 текучей среды. Значения в диапазоне от 0,05 до 0,18 Нм3/м3 текучей среды являются предпочтительными, но можно также использовать и более высокие значения количества добавляемого газа, например до 0,3 Нм3/м3 текучей среды. Нм3 - нормальный метр кубический газовой среды. Нм3 - нормальный метр кубический на морском промысле (объем сухого газа при 15,6°С и давлении 101,325 кПа).
Использование газа из внешнего источника обладает несколькими недостатками.
Подачу газа надлежит поддерживать, а газ в некоторой степени потребляется, поэтому требуется периодически обеспечивать новые запасы газа. Системы ниже по потоку от сепаратора-резервуара должны перерабатывать дополнительный поток, вызванный добавочным газом.
В предпочтительном варианте исполнения источником газа для средства инжекции газа является газовая зона в верхней части сепаратора-резервуара. Газ, выделенный из подаваемой текучей среды, затем используют в качестве источника газа, который надлежит добавлять в подаваемую текучую среду, и таким образом получают экономию, не используя подачу внешнего газа. В еще даже более предпочтительном варианте исполнения газовая зона в верхней части сепаратора-резервуара является единственным источником газа для обеспечения средства инжекции газа. Этим обеспечивают возможность полностью обходиться без установки внешних источников для подачи газа, и система сепаратора-резервуара, таким образом, имеет более простую конструкцию.
В дополнительном варианте исполнения средство инжекции газа соединено с верхней частью резервуара посредством трубопровода. Надежность сепаратора-резервуара как такового повышается в сравнении с вариантом исполнения, в котором используют подачу внешнего газа, также потому, что текучая среда, например, полученная из скважины вода, автоматически обеспечивает подачу газа.
В еще одном варианте исполнения трубопровод находится во время работы резервуара в открытом непосредственно сообщении со средством инжекции газа. Следовательно, в упомянутом трубопроводе нет насоса. В трубопроводе может быть установлен расходомер, но это не исключает открытого прямого сообщения. Средство инжекции газа, выполненное таким образом, является полностью самоподдерживающим и автоматически действующим с очень высокой надежностью.
Использование сепаратора-резервуара согласно настоящему изобретению позволяет отделять поток очищенной воды от других компонентов текучей среды, поступающей из скважины и содержащей воду, нефть и газ; при этом поток очищенной воды обладает высокой степенью чистоты. Нефтяную фазу и газовую фазу можно отгружать для использования или подвергать дополнительной обработке, а поток
- 3 013255 очищенной воды можно возвращать в окружающую среду, например в море или бассейн. Сепараторырезервуары не содержат движущихся частей, они являются очень прочными, и в них можно обрабатывать текучую среду из скважины, содержащую различные компоненты. И резервуар является эффективным устройством для очистки воды также и тогда, когда текучая среда из скважины содержит большую долю воды. Резервуар, следовательно, пригоден для увеличения долговечности зрелых промыслов нефти и газа, где содержание воды высоко в потоке текучей среды из устья скважины, обычно потому, что воду закачивали в бассейн в течение многих лет, пока вели добычу нефти.
В предпочтительном варианте исполнения способа текучая среда или жидкость в первом резервуаре и/или втором резервуаре, и/или в третьем резервуаре была подвержена инжекции газа выше по потоку от впускного отверстия резервуара. Таким образом, инжекцию газа можно производить только в одном из сепараторов-резервуаров, в два сепаратора-резервуара или во все сепараторы-резервуары. Инжектируемый газ содействует процессу флотации и отделению воды от газа. Так как наилучшие результаты достигают при диспергировании газа в текучей среде в виде мелких пузырьков, предпочтительно, чтобы газ инжектировали в текучую среду во впускном трубопроводе через форсуночное устройство, расположенное всего на небольшом расстоянии от впускного отверстия для исключения соединения мелких пузырьков газа с образованием больших пузырьков газа, которые не обеспечивают такую же эффективность. Инжекцию газа предпочтительно выполняют во впуск резервуара, а более предпочтительно - средство инжекции газа располагают во впускном патрубке вблизи впускного отверстия, например на расстоянии от 5 до 50 см от впускного отверстия. Форсунка или форсунки для инжекции могут в этом случае иметь кольцевую форму. Газ, подлежащий инжектированию, является (не обязательно) повторно используемым газом из процесса разделения, например природным газом. Однако газ может также быть азотом, диоксидом углерода или смесью газов.
Сепараторы-резервуары согласно настоящему изобретению можно использовать в установках, содержащих два или большее количество сепараторов-резервуаров, соединенных последовательно или параллельно для получения лучшего фазового разделения. Дополнительная возможность заключается в использовании сепараторов-резервуаров с последовательным и параллельным соединением. Вид соединения сепараторов-резервуаров зависит от конкретной ситуации. В любом случае это является предметом рассмотрения для специалиста в данной области. Сепараторы-резервуары согласно изобретению используют для разделения текучей среды, выходящей из устья скважины на месте добычи нефти и газа, и обычно текучая среда, подаваемая из скважины в сепараторы-резервуары, насыщена водой и является потоком отходов, отделенных от потока из скважины, подаваемого из устья скважины. Такое первоначальное разделение на нефтегазовую фазу и водную фазу можно производить на одном или большем количестве этапов разделения. Сепараторы-резервуары или резервуары можно, например, использовать на промежуточном этапе очистки потока воды, содержащей малые количества нефти и газа, или, например, можно использовать на этапе окончательной очистки такого потока воды, или сепаратор-резервуар можно использовать на основном потоке из устья скважины; предпочтительно, когда значительной частью этого потока является вода; или на части этого потока и, возможно, на части потока из другого сепаратора. В любом случае воду, нефть и газ, выходящие из устья скважины и считающиеся, как таковые, согласно настоящему контексту, текучими средами, получаемыми из скважины, независимо от того, на каком участке производственного оборудования действительно используют сепаратор для разделения потока текучей среды.
Дополнительно используют вариант исполнения, в котором нефтяную/газовую фазу разделяют на нефтяную фазу и газовую фазу на дополнительном этапе разделения.
Ниже подробно описаны иллюстрирующие, не ограничивающие объем изобретения, примеры вариантов исполнения изобретения со ссылками на очень схематичные чертежи, на которых изображено:
фиг. 1 - схематически показывает вариант исполнения сепаратора-резервуара согласно настоящему изобретению;
фиг. 2 - показывает сепаратор-резервуар, поперечное сечение ΙΙ-ΙΙ на фиг.1;
фиг. 3 - показывает дополнительный вариант исполнения согласно настоящему изобретению;
фиг. 4 - показывает установку, в которой используют три сепаратора-резервуара согласно изобретению для разделения текучей среды, содержащей нефть, газ и воду;
фиг. 5 - показывает установку, в которой используют сепараторы-резервуары согласно изобретению, соединенные последовательно;
фиг. 6 - показывает установку, в которой используют сепараторы-резервуары согласно изобретению, соединенные параллельно.
Вариант исполнения сепаратора-резервуара 1 (см. фиг. 1) согласно изобретению представляет собой, по существу, цилиндрический резервуар с тангенциально расположенным впуском 2 для текучей среды, например смеси, содержащей воду, нефть и газ. Впуск 2 проходит к впускному отверстию в стенке резервуара. Резервуар 1 дополнительно содержит первый выпуск 4 вверху резервуара и второй выпуск 3 внизу резервуара. Первый выпуск обычно предназначен для текучей среды, обладающей меньшей плотностью, чем текучая среда, выпускаемая через второй выпуск. Второй выпуск 3 можно, например, использовать для выпуска воды, а первый выпуск 4 можно, например, использовать для выпуска неф
- 4 013255 ти/газа. Сепаратор-резервуар 1 является сепаратором-резервуаром для текучей среды, подаваемой из скважины, и жидкая смесь может представлять собой поток текучей среды из устья скважины или может поступать из ответвления от потока текучей среды, или из потока, отделенного от любого из таких потоков.
Как раз ниже уровня впуска 2 к стенке резервуара прикреплен нижний обод кольцевой стенки 5 в форме усеченного конуса. Стенка в форме усеченного конуса выступает вверх и внутрь от нижнего обода, и ею резервуар разделен на верхнюю часть 6 и нижнюю часть 7. Кольцевая стенка 5 содержит первое отверстие 8 у верхнего торца для обеспечения возможности сообщения между верхней частью 6 и нижней частью 7 резервуара 1. Угол, указанный дугообразной стрелкой 9, между вертикальной боковой стенкой резервуара 1 и верхней боковой стороной стенки в форме усеченного конуса составляет в диапазоне от 15 до 70°, предпочтительно от 20 и 50°. Таким образом выражен наклон стенки в форме усеченного конуса.
Внутренняя кольцевая стенка 5 в форме усеченного конуса помимо первого отверстия 8 снабжена вторым отверстием 10, расположенным на уровне впуска 2. Второе отверстие 10 (см. фиг. 1 и 2) расположено в стенке в форме усеченного конуса таким образом, чтобы текучая среда, подаваемая в сепаратор-резервуар 1 через впуск 2, проходила вдоль дуги, составляющей около 300°, вокруг верхней части стенки в форме усеченного конуса в верхней части 6 резервуара до прохода через второе отверстие 10 в нижнюю часть 7 резервуара. Второе отверстие 10 в стенке в форме усеченного конуса служит для содействия и облегчения вихреобразования в нижней части резервуара. Для достижения повышенного эффекта второе отверстие предпочтительно располагают на уровне впуска.
Для дополнительного усовершенствования второе отверстие может быть расположено в стенке в форме усеченного конуса вблизи впуска, например, таким образом, чтобы поступающий поток из впуска не прямо входил во второе отверстие. Таким образом, предпочтительно, чтобы второе отверстие было расположено как раз перед зоной впуска, чтобы поступающая текучая среда, по меньшей мере, проходила по кругу почти один раз (почти полный оборот) вокруг стенки в форме усеченного конуса до его входа во второе отверстие и в нижнюю часть сепаратора. Второе отверстие 10 может быть расположено в стенке в форме усеченного конуса таким образом, чтобы текучая среда, поступающая в сепараторрезервуар через впуск, совершала, по меньшей мере, круговое движение в 300° в верхней части резервуара до прохода через второе отверстие. С помощью такой конструкции способствуют обеспечению надлежащих условий вихреобразования в верхней части резервуара, чем опять-таки обеспечивают очень хорошее разделение различных фракций, подлежащих разделению, в поступающих текучих средах. Очень небольшое количество поступающей смеси может неизбежно более или менее прямо попадать во второе отверстие. Однако это не оказывает значительного влияния на вихреобразование, пока большую часть поступающей смеси нагнетают вдоль стенки в форме усеченного конуса в верхней части резервуара до входа во второе отверстие.
Хотя второе отверстие может иметь любую желаемую форму, например круглую или овальную, предпочтительно, чтобы второе отверстие было по существу прямоугольным и чтобы высота и ширина второго отверстия имели размеры в диапазоне в 1-2 раза больше внутреннего диаметра впуска.
Посредством тангенциального впуска 2 в сочетании с цилиндрической стенкой резервуара 1 обеспечивают образование вихревого потока в верхней части резервуара и вихревого потока в нижней части резервуара. Однако вихревой поток может образовывать вихревую воронку в центре резервуара, свободную от жидкой смеси. Образование вихревой воронки нежелательно из-за уменьшения емкости. Оказалось, что можно исключить образование вихревой воронки посредством помещения стержнеобразного гасителя вихревой воронки, например вертикально проходящего стержня 11 в центре резервуара 1. Стержень 11 проходит приблизительно на 2/3 высоты резервуара в резервуаре от нижней области резервуара, где стержень прикреплен к коническому элементу 12, которым накрыт второй выпуск 3 (если смотреть сверху), и, таким образом, является средством для успокоения потока вокруг второго выпуска. Конический элемент 12 может быть прикреплен, например, к стенке резервуара 1 с использованием двух или большего числа плоских брусьев. Стержень 11 может быть прикреплен также к стенке резервуара или к внутренней кольцевой стенке 5 посредством нескольких плоских брусьев или других поддерживающих или крепящих элементов, например, из металлического круга.
Второй выпуск 3 (см. фиг. 1) снабжен вентилем 13. Регулированием этого вентиля 13 можно изменять давление посредством выпуска газа из смеси в резервуаре. Газ, выпускаемый из смеси, собирают в верхней части 6 резервуара. Чем больше собирается газа, тем выше становится давление. С повышением давления газа он (газ) перемещает жидкую смесь в резервуаре 1. Когда собранный газ перемещает жидкую смесь до уровня ниже выпускного отверстия 14 первого выпуска 4, газ и нефть эжектируются из резервуара через выпуск 4 благодаря давлению газа. Как показано на фиг. 1, первый выпуск 4 представляет собой трубу, проходящую вниз в верхней части емкости резервуара до выпускного отверстия 14, расположенного на расстоянии вниз от верха резервуара.
Первое отверстие 8 в кольцевой стенке 5 открыто сверху в направлении к верхней части резервуара, а верхняя часть резервуара снизу ограничена верхней боковой стороной стенки в форме усеченного конуса. Первое отверстие 8 расположено на центральной оси С резервуара 1 и предпочтительно соосно с
- 5 013255 ней. Цилиндрическая стенка резервуара 1 проходит параллельно осевой линии С между скругленными торцевыми частями резервуара. Стержень 11 также расположен соосно с центральной осью С и первый выпуск проходит соосно центральной оси С. Первое отверстие 8, следовательно, расположено против выпускного отверстия 14 и имеет больший диаметр, чем выпускное отверстие 14.
На фиг. 2 представлено поперечное сечение ΙΙ-ΙΙ на фиг. 1 резервуара 1. Поступающую из скважины текучую среду подают в резервуар 1 через тангенциально расположенный впуск 2 и, по существу, вся подаваемая текучая среда проходит вдоль внутренней кольцевой стенки 5 с первым отверстием 8 около верха стенки 5 до того, как она сможет пройти через отверстие 10. Угол 15 предпочтительно составляет в диапазоне 20-30°, более предпочтительно 25°. Угол 16, которым ограничена горизонтальная протяженность отверстия 10, предпочтительно составляет в диапазоне 30-40°, более предпочтительно в диапазоне 35°.
В другом варианте исполнения внутренняя кольцевая стенка является цилиндрической, как это описано и показано в международной заявке XVО 2005/079946, зарегистрированной на имя заявителя, причем описание и чертежи упомянутой выше заявки включены в настоящую заявку путем ссылки.
Газ можно инжектировать в текучую среду, проходящую через впуск 2. В одном варианте исполнения (не показан) газ, например азот или остаточный газ, подают во впуск 2 от внешнего источника. В предпочтительном варианте исполнения, проиллюстрированном на фиг. 3, газ отбирают из газовой зоны 101, находящейся в верхней части 6 резервуара. Газ проходит из газовой зоны 101 по трубопроводу 102 в часть трубопровода, имеющеую малую длину и меньшую площадь поперечного сечения, чем смежные части трубопровода, составляющие впуск 2. Благодаря уменьшенной площади поперечного сечения скорость потока текучей среды при проходе через названную часть трубопровода более высокая, чем в смежных частях впуска, и в результате этого давление текучей среды в трубопроводе относительно низкое, и поэтому газ засасывается из трубопровода 102 в текучую среду, проходящую через названную часть трубопровод.
Трубопровод 102 снабжен расходомером 104 или датчиком расхода, которые не препятствуют тому, чтобы трубопровод был открыто напрямую сообщен с газовой зоной 101 во время действия сепаратора-резервуара. Газовая зона 101 также сообщена с трубопроводом 105 для выпуска газа, снабженным компрессором 106 для повышения давления в выпуске газа. В варианте исполнения, представленном на фиг. 3, средства инжекции газа во впуск сепаратора-резервуара являются полностью самоподдерживающимися и автоматически действующими.
Вариант исполнения, представленный на фиг. 3, обладает дополнительным преимуществом, заключающимся в том, что в газовой системе поддерживается баланс потока в том смысле, что избыток газа, отбираемый по трубопроводу 105 газового выпуска, соответствует разнице между количеством газа, подаваемого с текучей средой, через впуск 2, и количеством газа, выпускаемого через первый выпуск 4. Поток газа, подаваемый в резервуар, больше, а предпочтительно значительно больше, например по меньшей мере на 50% больше или на 100% больше, чем суммарный поток газа, выпускаемого через первый выпуск 4 и через трубопровод 105.
В другом варианте исполнения инжекцию газа производят во впуск резервуара, а средство инжекции газа расположены во впускной трубе вблизи впуска. Форсунки для инжекции могут в этом случае иметь кольцевую форму.
Сепаратор-резервуар согласно изобретению обычно работает под давлением, определяемым в основном давлением, под которым текучая среда выходит из устья скважины, однако, давление текучей среды можно также повышать или понижать до ее подачи в сепаратор-резервуар, используя известные приемы. Сепаратор-резервуар может работать при давлении, соответствующем атмосферному давлению, и выше.
Размеры сепаратора можно выбирать в зависимости от количества текучей среды, которое предполагается обрабатывать. Было установлено в ходе работы, что продолжительность обработки текучей среды в резервуаре должна составлять приблизительно от 20 с и более, предпочтительно в диапазоне от 20 с до 300 с, более предпочтительно от 25 до 240 с.
Эффективный объем разделения сепаратора-резервуара согласно изобретению может быть вычислен исходя из объема пространства, ограниченного резервуаром, и высоты текучей среды в резервуаре. На основании значения продолжительности обработки может быть вычислена производительность резервуара.
Отношение высоты к диаметру резервуара можно выбирать в широких пределах, предпочтительно в диапазоне от 1:1 до 4:1, более предпочтительно от 1:1 до 2:1, но резервуар может также иметь высоту, большую четырехкратного значения диаметра.
Специалист в данной области может выбрать материалы, которые можно использовать для изготовления резервуара, руководствуясь реальными условиями, в которых предполагается его эксплуатировать, например количеством текучей среды, подлежащей обработке, компонентами упомянутой текучей среды, выбранным давлением, температурой текучей среды и возможностью присутствия коррозийных химических веществ в любой из фаз смеси.
Во время работы по расходу, с которым выводят (выталкивают) разделенные фазы через соответст
- 6 013255 вующие выпуски, определяют положение межфазовой границы в резервуаре между газом и нефтью, или газом и водой, нефтью и водой, водой и возможными твердыми веществами. Специалист в данной области может оценить возможность регулирования расхода при выводе через соответствующие выпуски таким образом, чтобы было достигнуто оптимальное разделение.
Благодаря тому, что конструкция сепаратора-резервуара согласно изобретению такова, что все поверхности резервуара выполнены вертикальными или круто наклоненными, за исключением направляющей лопасти и вихревого гасителя, и в резервуаре нет узких проходов, а сепаратор не содержит мест, где было бы возможно засорение или отложение твердых материалов. Таким образом, разделение текучей среды, подаваемой из скважины в производственное оборудование у устья скважины, можно вести по существу непрерывно, так как не требуется или требуется в минимальных объемах выполнение технического обслуживания сепаратора-резервуара.
Дополнительное техническое обслуживание, когда его необходимо производить, даже если его производят не часто, можно легко выполнить благодаря хорошо продуманной конструкции сепараторарезервуара.
Таким образом, разделение текучей среды у устья скважины или потока из скважины согласно изобретению является очень надежным процессом, т. е. процесс можно вести в течение длительного периода времени без перерыва, и небольшое количество остановов, которые могут потребоваться для технического обслуживания, могут быть выполнены быстро.
Большая производительность, соединенная с минимальным требующимся пространством и надежностью сепарирующего резервуара согласно изобретению, делает его особенно пригодным для использования на морских установках, например нефтяных и газовых эксплуатационных платформах. Кроме того, сепаратор-резервуар также вполне пригоден для использования в местах добычи нефти и газа, расположенных на морском дне, так как при таком расположении ограничения, касающиеся занимаемого пространства, могут быть даже еще более жесткими, чем на обычных нефтяных и газовых эксплуатационных платформах, и возможность технического обслуживания может быть еще меньше. Сепараторрезервуар очень пригоден при добыче нефти и газа как в прибрежных зонах, так и в море.
Ниже изобретение дополнительно проиллюстрировано примерами, которые не следует рассматривать как ограничивающие его объем. На чертежах, как и в предыдущем тексте, одинаковыми номерами позиций обозначены одинаковые части, однако номера позиций могут сопровождаться апострофом (апострофами) для того, чтобы отличать один резервуар от другого.
Примеры
1. Использование трех сепараторов-резервуаров согласно изобретению в качестве сепаратороврезервуаров для разделения трех фаз.
На фиг. 4 схематически представлено использование сепараторов-резервуаров для разделения потока из скважины, содержащего нефть, газ и воду.
Используют три сепаратора-резервуара 1, 1' и 1 согласно изобретению. Первый выпуск 4 резервуара 1 предназначен для выпуска нефти и газа, и он соединен с впуском 2' резервуара 1'. Аналогичным образом, второй выпуск 3 резервуара 1 предназначен для выпуска воды (с незначительным количеством нефти и газа) и соединен с впуском 2 резервуара 1.
Текучую среду из скважины, отделенную от устья скважины, подают в резервуар 1 через впуск 2. В резервуаре 1 текучую среду разделяют на газонефтяную фазу и водную фазу. Газонефтяную фазу выпускают из резервуара 1 через первый выпуск 4 и направляют в резервуар 1' через впуск 2' . Водную фазу (с незначительным количеством нефти и газа) выпускают из резервуара 1 через второй выпуск 3 и направляют в резервуар 1 через впуск 2.
В резервуаре 1' газонефтяную фазу разделяют на газ, который выпускают из резервуара 1' через первый выпуск 4', и нефть, которую выпускают из резервуара 1', через второй выпуск 3'.
В резервуаре 1 водную фазу разделяют на воду и нефть/газ. Нефть/газ выпускают из резервуара 1 через первый выпуск 4, а поток очищенной воды выпускают из резервуара 1 через второй выпуск 3.
Для улучшения разделения в резервуаре 1 дополнительное количество газа можно инжектировать во впуск 2 в поступающий из скважины поток текучей среды через второй выпуск 3. Газ для инжекции может быть частью регенерированного газа из первого выпуска 4', как это показано пунктирной линией 114.
Два резервуара 1 и 1 снабжены трубопроводами 102, которыми соединены газовые зоны резервуаров с эдукторами во впуске 2 и впуске 2, соответственно. Резервуар 1' может также быть снабжен (не обязательно) таким трубопроводом 102.
На описанной установке текучую среду из устья скважины, содержащую нефть, газ и воду, очень эффективно разделяют на нефтяную фазу, газовую фазу и водную фазу, где поток очищенной воды, выпускаемой из резервуара 1 через второй выпуск 3, содержит менее 10 мд загрязняющих примесей.
2. Использование трех сепараторов-резервуаров согласно изобретению при последовательном их соединении.
На фиг. 5 схематически представлено три сепаратора-резервуара 1, 1', и 1, соединенных последовательно для разделения потока 204 из скважины из устья скважины на нефтегазовую фазу 205 и водную
- 7 013255 фазу 206. Поток 204 из скважины может, например, быть водой, содержащей 1000 мд загрязняющих примесей (газа/нефти). После обработки в резервуаре 1 водный поток в трубопроводе 207 из второго выпуска 3 содержит 100 мд загрязняющих примесей. Поток 207 подают во впуск 2' для обработки в резервуаре 1', а поток воды в трубопроводе 208 из второго выпуска 3' резервуара 1' содержит 10 мд загрязняющих примесей. Поток 208, наконец, подают во впуск 2 для обработки в резервуаре 1, таким образом, обеспечивая поток воды 206 из выпуска 3 с содержанием загрязняющих примесей менее 5 мд.
Резервуары 1, 1' и 1 снабжены трубопроводом 102, которым соединена газовая зона резервуара с частью трубопровода меньшей длины и меньшей площадью поперечного сечения во впуске 2, впуске 2' и впуске 2, соответственно.
Такую установку можно в качестве дополнительной возможности использовать для дополнительной обработки водного потока из второго выпуска 3 из резервуара 1 в установке, представленной на фиг. 4 (пример 1) . Нефтегазовую фазу можно разделять на нефть и газ посредством обработки в дополнительном резервуаре, как это описано в примере 1. Нефтегазовую фазу можно (не обязательно) разделять, используя два или большее количество резервуаров, установленных последовательно.
3. Использование сепараторов-резервуаров согласно изобретению, установленных параллельно.
На фиг. 6 схематически представлена установка, где два резервуара 1 и 1' соединены параллельно. Частичные потоки 303 и 304 текучей среды из устья скважины подают во впуски 2 и 2' резервуаров 1 и 1'. Нефтегазовую фазу выпускают в трубопровод 305, а водную фазу выпускают в трубопровод 306. Нефтегазовую фазу и водную фазу можно дополнительно обрабатывать, как это описано в примерах 1 и 2. Резервуары 1 и 1' снабжены трубопроводом 102, которым соединена газовая зона резервуара с частью трубопровода меньшей длины и меньшей площадью поперечного сечения во впуске 2 и впуске 2', соответственно.
На фиг. 1-6 просто представлены схемы установок, которые могут содержать дополнительное оборудование, обычно используемое при добыче нефти и газа, например: вентили, насосы, компрессоры, дополнительные трубопроводы; которое здесь не показано для простоты. Однако установки, описанные выше, могут быть легко приспособлены специалистом для конкретного применения.
Кроме того, очевидно, что сепараторы-резервуары согласно изобретению можно использовать в любом желаемом сочетании, например в установках с последовательным и/или параллельным их соединением. Сепараторы-резервуары и способ, и использование согласно настоящему изобретению можно модифицировать в пределах объема, ограниченного прилагаемой формулой изобретения. Компоненты различных вариантов исполнения могут быть объединены в новые варианты исполнения в пределах объема, ограниченного формулой изобретения. Например, можно создать отдельный резервуар с двумя или большим количеством первых выпусков и/или с двумя или большим количеством вторых выпусков, и/или с двумя или большим количеством впусков. Первый выпуск может быть снабжен вентилем и оба (первый и второй) выпуска могут быть снабжены вентилем. Первый выпуск и/или второй выпуск могут быть расположены в других местах, а не соосно центральной оси С, например параллельно центральной оси С, на расстоянии от центральной оси. Часть трубопровода меньшей длины и меньшей площадью поперечного сечения, используемая во впуске, может быть заменена другим смешивающим устройством для смешивания газа и жидкости, или смешивающим устройством во впуске в сочетании с насосом в трубопроводе 102 для выталкивания газа из газовой зоны. Такие варианты исполнения, однако, менее благоприятны, так как они являются более сложными и не подобны варианту исполнения, показанному на фиг. 3, представляющему автоматическую, саморегулирующуюся систему, не зависящую от внешних систем и не содержащую движущихся частей. Систему, показанную на фиг. 3, в которой предусмотрены отбор газа из газовой зоны 101 в верхней части 9 сепаратора-резервуара и подача газа во впуск этого же резервуара, можно использовать также в сепараторах-резервуарах других конструкций, например в конструкции, показанной на фиг. 1 и 2 и описанной в п.1 формулы изобретения.

Claims (17)

1. Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, включающей воду, нефть и газ, содержащий по существу, цилиндрическую вертикальную емкость, имеющую верхнюю часть и нижнюю часть; впуск для разделяемой текучей среды, тангенциально расположенный в верхней части емкости; внутреннюю кольцевую стенку;
по меньшей мере один первый выпуск преимущественно для нефти и газа, расположенный в верхней части емкости;
по меньшей мере один второй выпуск преимущественно для воды, расположенный в нижней части емкости;
средство для успокоения потока, проходящего вокруг второго выпуска; и стержнеобразный гаситель образующейся в процессе работы резервуара вихревой воронки, проходящий вертикально в центре емкости;
при этом упомянутая внутренняя кольцевая стенка содержит у своего верхнего торца отверстие для обеспечения возможности сообщения между верхней и нижней частями емкости.
- 8 013255
2. Сепаратор-резервуар по п.1, в котором гаситель вихревой воронки проходит из нижней части емкости вверх за нижний обод внутренней кольцевой стенки.
3. Сепаратор-резервуар по п.2, в котором верхний конец гасителя вихревой воронки расположен на расстоянии вниз от отверстия во внутренней кольцевой стенке.
4. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-3, в котором упомянутый стержнеобразный гаситель вихревой воронки расположен соосно емкости.
5. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-4, в котором стержнеобразный гаситель вихревой воронки имеет длину в диапазоне от 1/2 до 5/6 высоты емкости.
6. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-5, в котором стержнеобразный гаситель вихревой воронки прикреплен к средству для успокоения потока.
7. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-6, в котором внутренняя кольцевая стенка является цилиндрической.
8. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-6, в котором внутренняя кольцевая стенка имеет форму усеченного конуса, большее основание которого образует нижний обод указанной стенки.
9. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-8, в котором второй выпуск расположен на большем расстоянии от внутренней кольцевой стенки, чем расстояние между внутренней кольцевой стенкой и первым выпуском.
10. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-9, в котором первый выпуск расположен соосно указанному отверстию.
11. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-10, в котором стержнеобразный гаситель вихревой воронки расположен соосно указанному отверстию.
12. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-11, в котором указанное отверстие, первый выпуск и второй выпуск расположены соосно.
13. Сепаратор-резервуар по любому из пп.1-12, в котором сепаратор-резервуар дополнительно содержит средство инжекции газа, предпочтительно установленное у тангенциально расположенного впуска.
14. Сепаратор-резервуар по п.13, в котором источник газа для средства инжекции газа образован газовой зоной в верхней части сепаратора-резервуара.
15. Сепаратор-резервуар по п.13 или 14, в котором газовая зона в верхней части сепараторарезервуара является единственным источником газа для средства инжекции газа.
16. Сепаратор-резервуар по п.14 или 15, в котором средство инжекции газа соединено с верхней частью емкости посредством трубопровода.
17. Сепаратор-резервуар по п.16, в котором указанный трубопровод находится во время работы емкости в открытом непосредственном сообщении со средством инжекции газа.
EA200801204A 2005-10-28 2006-10-27 Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ EA013255B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP05388088A EP1779911A1 (en) 2005-10-28 2005-10-28 A separator tank
PCT/IB2006/053979 WO2007049245A2 (en) 2005-10-28 2006-10-27 A separator tank for separation of fluid comprising water, oil and gas

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200801204A1 EA200801204A1 (ru) 2009-02-27
EA013255B1 true EA013255B1 (ru) 2010-04-30

Family

ID=36072134

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801204A EA013255B1 (ru) 2005-10-28 2006-10-27 Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ
EA200801203A EA013254B1 (ru) 2005-10-28 2006-10-27 Резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, его применение и способ разделения указанной скважинной текучей среды

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200801203A EA013254B1 (ru) 2005-10-28 2006-10-27 Резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, его применение и способ разделения указанной скважинной текучей среды

Country Status (10)

Country Link
US (3) US8043419B2 (ru)
EP (3) EP1779911A1 (ru)
CN (2) CN101330953B (ru)
AU (2) AU2006307506B2 (ru)
BR (2) BRPI0617930A2 (ru)
CA (2) CA2626752C (ru)
EA (2) EA013255B1 (ru)
MY (1) MY149876A (ru)
NO (2) NO20082428L (ru)
WO (2) WO2007049245A2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662546C2 (ru) * 2014-01-20 2018-07-26 Солиос Кемикл Установка для обработки жидких пиролитических остатков при помощи технологии расширения и способ для ее применения

Families Citing this family (56)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8087293B2 (en) * 2003-05-16 2012-01-03 Haimo Technologies, Inc. Oil-gas-water multi-phase flow adjusting apparatus and oil-gas-water multi-phase flow rate measuring apparatus and measuring method
US8025713B2 (en) * 2003-05-16 2011-09-27 Haimo Technologies, Inc. Adjustable gas-liquid centrifugal separator and separating method
JP5259083B2 (ja) * 2006-12-04 2013-08-07 ソニー株式会社 マッシュアップ用データの配布方法、マッシュアップ方法、マッシュアップ用データのサーバ装置およびマッシュアップ装置
EP2164641A1 (en) * 2007-06-01 2010-03-24 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Gas-solids separator
EP2344873B1 (en) * 2008-11-12 2018-05-30 Waters Technologies Corporation Collection system for purification flowstreams
EP2385869B1 (en) 2009-01-12 2015-11-04 TS-Technology AS Cleaning of oleaginous water iii
EP2226466A1 (en) * 2009-02-13 2010-09-08 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method for producing a marketable hydrocarbon composition from a hydrate deposit buried in the waterbottom
EP2263767A1 (en) * 2009-06-17 2010-12-22 M-I Epcon As A separator tank for separating oil and gas from water
EP2263766A1 (en) 2009-06-17 2010-12-22 M-I Epcon As A separator tank for separating oil and gas from water
EP2263768A1 (en) 2009-06-17 2010-12-22 M-I Epcon As A separator tank for separating oil and gas from water
FI123403B (fi) * 2010-02-02 2013-03-28 Outotec Oyj Menetelmä ja laitteisto kaasun poistamiseksi liuoksesta
DK177387B1 (en) 2010-04-12 2013-03-04 Schlumberger Norge As A flotation unit for purifying water, such as a CFU (Compact Flotation Unit)
IT1401465B1 (it) * 2010-06-17 2013-07-26 Eni Spa Apparato per il convogliamento e il recupero di idrocarburi da un pozzo sottomarino per l'estrazione di idrocarburi in condizione di rilascio incontrollato
US20120073806A1 (en) * 2010-09-21 2012-03-29 Bp Corporation North America Inc. Low cut water sampling device
US8734650B2 (en) * 2010-12-01 2014-05-27 Veolia Water Solutions & Technologies North America, Inc. Method for recovering gas from shale reservoirs and purifying resulting produced water to allow the produced water to be used as drilling or frac water, or discharged to the environment
NO335032B1 (no) 2011-06-01 2014-08-25 Vetco Gray Scandinavia As Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass
EP2744978A1 (en) * 2011-08-18 2014-06-25 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. System and method for producing a hydrocarbon product stream from a hydrocarbon well stream, and a hydrocarbon well stream separation tank
AU2012211392B2 (en) 2011-08-29 2014-11-20 Process Group Pty Ltd Compact Separation Apparatus
CA2842663A1 (en) * 2011-08-29 2013-03-07 Exxonmobil Upstream Research Company System and method for high speed hydraulic actuation
CN102304808A (zh) * 2011-09-01 2012-01-04 吴江市隆泰喷织厂 喷水织机用吸水装置
FR2988307B1 (fr) * 2012-03-26 2014-03-21 Coutier Moulage Gen Ind Separateur a cyclone
EP2874725B1 (en) * 2012-07-18 2017-11-22 Sanofi-Aventis Deutschland GmbH Gas-liquid separator
US8424784B1 (en) 2012-07-27 2013-04-23 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
CN103818983B (zh) * 2012-11-19 2015-07-01 山东海吉雅环保设备有限公司 油、泥、水分离装置
KR101439872B1 (ko) 2012-12-27 2014-09-12 주식회사 파나시아 진공방지부를 가지는 디가스 유닛
CN105431610A (zh) * 2013-07-24 2016-03-23 国际壳牌研究有限公司 防海底污染分离器
US10899634B2 (en) 2013-08-19 2021-01-26 Schlumberger Norge As Water treatment system for treating water from oil production streams
US9199251B1 (en) 2013-11-26 2015-12-01 Kbk Industries, Llc Desanding, flow splitting, degassing vessel
US9765265B2 (en) 2014-04-28 2017-09-19 Kbk Industries, Llc Separation vessel with enhanced particulate removal
US9744478B1 (en) 2014-07-22 2017-08-29 Kbk Industries, Llc Hydrodynamic water-oil separation breakthrough
CN104226494A (zh) * 2014-09-12 2014-12-24 彭维明 旋风分离器
WO2016043706A1 (en) * 2014-09-15 2016-03-24 Enviro-Tech Systems, L.L.C. Method and apparatus for separation of fluids
NO20150044A1 (en) 2015-01-08 2016-07-11 Stauper Offshore As Hydrocarbon-water separator
US9884774B1 (en) * 2015-02-04 2018-02-06 Kbk Industries, Llc Highly retentive automatically skimmable tank
WO2017000062A1 (en) * 2015-06-29 2017-01-05 SegreTECH Inc. Method and apparatus for removal of sand from gas
KR101701280B1 (ko) * 2015-10-06 2017-02-13 두산중공업 주식회사 사이클론 타입의 기액분리장치 및 이를 포함하는 강제순환식 증발기
US20180345176A1 (en) * 2015-11-16 2018-12-06 Seacaptaur Ip Ltd Subsea oil storage tank pre-separation
RU2619619C1 (ru) * 2016-01-26 2017-05-17 Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяные и газовые измерительные технологии", ООО "НГИТ" Способ и газожидкостная система для ступенчатого извлечения газа из скважинной газожидкостной смеси
US10301190B2 (en) 2016-03-17 2019-05-28 Cameron Solutions, Inc. Pressure controlled gas flotation
WO2017164747A1 (en) 2016-03-23 2017-09-28 Stauper Offshore As Hydrocarbon-water separator
NO341434B1 (en) * 2016-03-23 2017-11-13 Stauper Offshore As Hydrocarbon-water separator
US10953352B2 (en) 2017-05-19 2021-03-23 Baleen Process Solutions Fluid treatment system and method of use utilizing a membrane
CN108126372B (zh) * 2017-12-21 2019-07-02 梁志全 一种用于工业热油管路的气泡分离系统
EP3604734B1 (en) * 2018-08-01 2021-10-20 3M Innovative Properties Company Separating device and use of a separating device
CN109647005B (zh) * 2019-01-11 2023-10-20 中冶焦耐(大连)工程技术有限公司 一种脱酚洗涤泵前混合工艺及装置
CN109695444B (zh) * 2019-02-03 2024-02-27 四川乐山伟业机电有限责任公司 一种复式除砂器
CN111827998A (zh) * 2019-04-18 2020-10-27 中国石油天然气集团有限公司 一种压裂返排液中甲烷检测实时采样装置
NO344801B1 (en) 2019-09-06 2020-05-04 Stauper Offshore As A separation apparatus with insert
KR102669652B1 (ko) 2019-09-19 2024-05-28 주식회사 엘지화학 에스터화 생성물의 중화/수분리 장치 및 에스터화 생성물의 중화/수분리 방법
US11511287B1 (en) * 2019-12-26 2022-11-29 The University Of Tulsa Annular axial mixing system for gas-liquid flow
US11634316B2 (en) 2020-09-30 2023-04-25 Veeder-Root Company Fuel storage and supply arrangement having fuel conditioning assembly
CN112780249B (zh) * 2020-12-18 2022-09-27 中国石油大学(华东) 一种水下三相多级重力式分离注采系统
NL2030309B1 (en) * 2021-12-27 2023-07-03 Flamco Bv Pressure equalizing separator and a system comprising the same
CN116768311B (zh) * 2023-08-18 2023-10-20 北京石油化工学院 一种同心斜板强化型立式气旋浮设备
CN118029987B (zh) * 2024-04-11 2024-06-14 洛阳宏润塑业有限公司 一种基于微纳米气泡的井口注气装置及工艺

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2302116A (en) * 1940-04-20 1942-11-17 Harry V Gill Oil filter
US3753336A (en) * 1972-04-06 1973-08-21 Envirotech Corp Centrifugal separation apparatus
US4369047A (en) * 1977-06-23 1983-01-18 The British Petroleum Company Limited Gas separation from crude oil
US4376676A (en) * 1981-10-19 1983-03-15 Gill Carl L In-line separator for crude oil
US4424068A (en) * 1982-12-06 1984-01-03 Mcmillan John F Separator and method for separation of oil, gas and water
WO1996027423A1 (en) * 1995-03-03 1996-09-12 Ingersoll-Rand Company Mechanical fluid separator
WO2005079946A1 (en) * 2004-01-20 2005-09-01 M-I Epcon As Separation of crude oil at the well head

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2000054B (en) 1977-06-23 1982-01-20 British Petroleum Co Limited Separator
FR2408722A1 (fr) * 1977-11-10 1979-06-08 Berliet Automobiles Circuit de refroidissement perfectionne pour un moteur a combustion interne
US4203961A (en) * 1978-11-29 1980-05-20 Erco Industries Limited Chlorine dioxide generation process
DE3070156D1 (en) * 1979-08-09 1985-03-28 British Petroleum Co Plc Separator for oil, gas and water
NO305348B1 (no) 1997-10-23 1999-05-18 Norske Stats Oljeselskap Anordning for utskilling av partikler fra en fluidstr°m

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2302116A (en) * 1940-04-20 1942-11-17 Harry V Gill Oil filter
US3753336A (en) * 1972-04-06 1973-08-21 Envirotech Corp Centrifugal separation apparatus
US4369047A (en) * 1977-06-23 1983-01-18 The British Petroleum Company Limited Gas separation from crude oil
US4376676A (en) * 1981-10-19 1983-03-15 Gill Carl L In-line separator for crude oil
US4424068A (en) * 1982-12-06 1984-01-03 Mcmillan John F Separator and method for separation of oil, gas and water
WO1996027423A1 (en) * 1995-03-03 1996-09-12 Ingersoll-Rand Company Mechanical fluid separator
WO2005079946A1 (en) * 2004-01-20 2005-09-01 M-I Epcon As Separation of crude oil at the well head

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2662546C2 (ru) * 2014-01-20 2018-07-26 Солиос Кемикл Установка для обработки жидких пиролитических остатков при помощи технологии расширения и способ для ее применения

Also Published As

Publication number Publication date
EA013254B1 (ru) 2010-04-30
CN101330952B (zh) 2011-02-16
EA200801203A1 (ru) 2009-02-27
BRPI0617930A2 (pt) 2011-08-09
EP1948340A2 (en) 2008-07-30
EP1954368A2 (en) 2008-08-13
WO2007049246A3 (en) 2007-07-26
WO2007049246A2 (en) 2007-05-03
CN101330953A (zh) 2008-12-24
CN101330953B (zh) 2011-02-16
AU2006307506A1 (en) 2007-05-03
AU2006307505A1 (en) 2007-05-03
US8277547B2 (en) 2012-10-02
US20120006201A1 (en) 2012-01-12
BRPI0617855A2 (pt) 2011-08-09
US20090173232A1 (en) 2009-07-09
WO2007049245B1 (en) 2007-09-20
CA2626442C (en) 2014-02-11
NO20082428L (no) 2008-07-24
WO2007049245A2 (en) 2007-05-03
CA2626442A1 (en) 2007-05-03
EA200801204A1 (ru) 2009-02-27
AU2006307506B2 (en) 2010-02-11
CA2626752C (en) 2014-03-11
EP1779911A1 (en) 2007-05-02
WO2007049245A3 (en) 2007-07-26
CA2626752A1 (en) 2007-05-03
NO20082430L (no) 2008-05-27
MY149876A (en) 2013-10-31
US20100006488A1 (en) 2010-01-14
US8043419B2 (en) 2011-10-25
AU2006307505B2 (en) 2010-02-04
CN101330952A (zh) 2008-12-24
US8105421B2 (en) 2012-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA013255B1 (ru) Сепаратор-резервуар для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ
AU2006307507B2 (en) A separator tank for separation of fluid comprising water, oil and gas, use of such a tank, and a method for separating a fluid including water, oil, and gas
EP2442881B1 (en) A separator tank for separating oil and gas from water
EP2442882B1 (en) A separator tank for separating oil and gas from water
EP2442880B1 (en) A separator tank for separating oil and gas from water

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM BY KG MD TJ

PC4A Registration of transfer of a eurasian patent by assignment
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AZ KZ TM RU