EA019286B1 - Системы и способы отделения углеводородов от воды - Google Patents

Системы и способы отделения углеводородов от воды Download PDF

Info

Publication number
EA019286B1
EA019286B1 EA201070122A EA201070122A EA019286B1 EA 019286 B1 EA019286 B1 EA 019286B1 EA 201070122 A EA201070122 A EA 201070122A EA 201070122 A EA201070122 A EA 201070122A EA 019286 B1 EA019286 B1 EA 019286B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
phase
fluid
compartment
aqueous phase
hydrocarbon
Prior art date
Application number
EA201070122A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201070122A1 (ru
Inventor
Грег Макьюэн
Джо Шервуд
Original Assignee
Эм-Ай ЭлЭлСи
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 Эм-Ай ЭлЭлСи filed Critical Эм-Ай ЭлЭлСи
Publication of EA201070122A1 publication Critical patent/EA201070122A1/ru
Publication of EA019286B1 publication Critical patent/EA019286B1/ru

Links

Classifications

    • 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
    • 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
    • B01D17/0211—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with baffles
    • 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
    • B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/003—Sedimentation tanks provided with a plurality of compartments separated by a partition wall
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/0039—Settling tanks provided with contact surfaces, e.g. baffles, particles
    • B01D21/0042—Baffles or guide plates
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D21/00—Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/0039—Settling tanks provided with contact surfaces, e.g. baffles, particles
    • B01D21/0066—Settling tanks provided with contact surfaces, e.g. baffles, particles with a meandering flow pattern of liquid or solid particles
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D2221/00—Applications of separation devices
    • B01D2221/04—Separation devices for treating liquids from earth drilling, mining
    • 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
    • C02F1/40—Devices for separating or removing fatty or oily substances or similar floating material
    • 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
    • C02F1/52—Treatment of water, waste water, or sewage by flocculation or precipitation of suspended impurities
    • 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
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/005—Processes using a programmable logic controller [PLC]
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2209/00—Controlling or monitoring parameters in water treatment
    • C02F2209/40—Liquid flow rate
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
    • C02F2305/00—Use of specific compounds during water treatment
    • C02F2305/04—Surfactants, used as part of a formulation or alone

Abstract

Система отделения углеводородов от воды, система содержит вход для приема текучей среды, текучая среда содержит водную фазу и углеводородную фазу, и сепараторный резервуар, имеющий первое отделение и второе отделение, где первое отделение конфигурируется для приема текучей среды из входа. Кроме того, система содержит первый вход, сконфигурированный для приема водной фазы из первого отделения, второй вход, сконфигурированный для приема углеводородной фазы из второго отделения, и несущую конструкцию, сконфигурированную для приема водной фазы из первого выхода и углеводородной фазы из второго выхода. Также, способ разделения текучей среды на водную фазу и углеводородную фазу, способ включает закачивание текучей среды, содержащей водную фазу и углеводородную фазу, в сепараторный резервуар. Способ также включает отделение водной фазы от углеводородной фазы, где отделение включает прохождение текучей среды через множество перегородок, сбор водной фазы и сбор углеводородной фазы.

Description

Варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, как правило, относятся к системам и способам отделения углеводородов от воды. Более конкретно, варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системам и способам отделения углеводородов от воды на морских буровых установках. Еще более конкретно, варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системам и к способам отделения углеводородов от воды, использующим автономный сепаратор на модульной основе.
Предшествующий уровень техники
Морские буровые и добывающие платформы, используемые при добыче углеводородов из подземных структур, расположенных под океанским дном, часто содержат целый ряд узлов опорных элементов для поддержания рабочей площадки, а также компонентов операции извлечения. При извлечении углеводородов потенциально опасные и/или наносящие вред окружающей среде вещества, такие как остаточные углеводороды, нефть, смазка, буровые растворы, поверхностно-активные вещества и другие органические загрязнители, могут проливаться на рабочие площадки. Эти текучие среды также могут смешиваться с водой, грунтами и очистителями оператором на буровой установке, окатывающим водой рабочую площадку при нормальных буровых операциях. При некоторых операциях вещества могут быть смыты непосредственно в океан, потенциально вызывая значительный экологический вред.
Так как подобные вещества могут наносить вред окружающей среде, если позволить им выливаться в океанскую воду, при определенных буровых операциях, рабочая площадка конструируется таким образом, чтобы удерживать вещества от смывания за борт. Часто, рабочие площадки при таких операциях конструируются так, чтобы вещества смывались в контейнеры отстойники или резервуары, где нефть отделяется от воды, так чтобы вода могла откачиваться обратно в океан, а нефть удаляется в отходы согласно местным нормативным документам.
При использовании технологий отделения нефти от воды эти технологии основываются на времени удерживания как первичном механизме разделения. В таких системах на основе отстойника углеводороды, такие как парафины, смазка и осветленные углеводороды, в конце концов, покрывают внутреннюю поверхность отстойников при испарении воды. Таким образом, когда отделенная вода удаляется из отстойника, вода может по-прежнему может содержать значительные доли углеводородов. В таких системах вода в основном высвобождается за борт, при этом твердые вещества и углеводороды осаждаются вместе и, таким образом, высвобождаются вместе. Эти емкости для хранения часто являются большими, занимают значительное пространство буровой установки, где пространство очень ценится, и не обеспечивают достаточного отделения углеводородов и твердых веществ от воды.
Следовательно, по-прежнему существует необходимость в системах и способах отделения углеводородов от воды при буровых операциях.
Сущность изобретения
В одном из аспектов варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системе отделения углеводородов от воды, содержащей вход для приема текучей среды, текучая среда содержит водную фазу и углеводородную фазу. Система также содержит сепараторный резервуар, имеющий первое отделение и второе отделение, причем первое отделение выполнено с возможностью приема текучей среды из входа. Кроме того, система содержит первый выход, выполненный с возможностью приема водной фазы из первого отделения, второй выход, выполненный с возможностью приема углеводородной фазы из второго отделения, и несущую конструкцию, выполненную с возможностью приема водной фазы из первого выхода и углеводородной фазы из второго выхода.
В другом аспекте, варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к способу разделения текучей среды на водную фазу и углеводородную фазу, способ включает подачу текучей среды, содержащей водную фазу и углеводородную фазу, в сепараторный резервуар. Способ также включает отделение водной фазы от углеводородной фазы, причем отделение включает пропускание текучей среды через множество перегородок, сбор водной фазы и сбор углеводородной фазы.
Другие аспекты и преимущества настоящего изобретения будут очевидными из последующего описания и прилагаемой формулы изобретения.
Краткое описание чертежей
Фиг. 1 представляет собой общий вид сбоку системы отделения углеводородов от воды в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 2 представляет собой схематическое представление спереди сепаратора в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 3 представляет собой схематическое представление сбоку сепаратора в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 4 представляет собой вид сверху сепаратора в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
Фиг. 5 представляет собой общий вид сепаратора в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения.
- 1 019286
Подробное описание
В одном из аспектов варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системам и способам отделения углеводородов от воды. Более конкретно варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системам и способам отделения углеводородов от воды на морских буровых установках. Еще более конкретно варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, относятся к системам и способам отделения углеводородов от воды, использующим автономный сепаратор на модульной основе.
На фиг. 1 показан общий вид сбоку системы отделения углеводородов от воды в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В этом способе осуществления сепаратор 100 содержит сепараторный резервуар 101, расположенный в несущей конструкции 102. Сепараторный резервуар 101 разделен на первое отделение 103 и второе отделение 104, первое отделение 103 имеет вход 105 для приема текучей среды. Как иллюстрируется, вход 105 может содержать переливное устройство, через которое может перемещаться текучая среда, однако, согласно другим аспектам настоящего изобретения вход 105 может содержать группу трубок, горловин, клапанов или других средств для управления потоком текучей среды в сепараторный резервуар 101.
Первоначально текучая среда, переносимая через вход 105, может содержать водную фазу, углеводородную фазу и/или плотную фазу. Как используется в настоящем документе, плотная фаза относится к твердой фазе или к другой фазе, которая имеет достаточную плотность, вязкость или другое свойство, не допускающее переноса через сепаратор 100 без посторонней помощи. Соответственно, плотная фаза может содержать твердые вещества (продукты), твердые частицы, текучие среды с относительно высокой вязкостью, углеводороды, буровые растворы или другие материалы, известные специалистам в данной области. Текучая среда может закачиваться из отстойника (не показано) на буровой установке, сборного резервуара, резервуара хранения, подаваться с помощью силы тяжести с палубы, расположенной выше, или направляться непосредственно с пола буровой установки, помещения вибросита или палубы центрифуги. В определенных вариантах осуществления текучая среда может содержать буровую жидкость, которая возвращается из ствола скважины во время буровых работ, в то время как в других вариантах осуществления текучая среда может представлять собой избыточные текучие среды из других аспектов бурения. Конкретный источник текучей среды для разделения не рассматривается как ограничение рамок настоящего изобретения, и сами по себе, специалисты в данной области заметят, что любая текучая среда, имеющая водную фазу, углеводородную фазу и/или плотную фазу, может получить пользу от способов и систем, описываемых в настоящем документе. В определенных вариантах осуществления вход 105 может конфигурироваться для снятия перегрузки с сепаратора 100 при выбросах и/или в периоды поступления больших объемов текучих сред от подачи под действием силы тяжести или насосами, с помощью включения мягкого приемника. Специалисты в данной области заметят, что мягкий приемник может иметь переливную или другую конструкцию, так что только заданный объем текучей среды может закачиваться в сепаратор 100. С помощью управления объемом текучей среды, поступающей в сепараторный резервуар 101, может быть достигнут более устойчивый уровень прозрачности воды.
Первое отделение 103 сепараторного резервуара 101 содержит множество перегородок 106, сконфигурированных для создания переливного потока текучей среды при ее введении в сепаратор 100. Специалисты в данной области заметят, что перегородки могут содержать любую структуру, сконфигурированную для увеличения площади поверхности сепараторного резервуара 101, увеличивая, таким образом, длину пути потока 107. Перегородки 106 могут простираться на любую глубину в первое отделение 103, что позволяет достигать желаемой длины пути потока 107. Таким образом, в определенных вариантах осуществления перегородки могут простираться, например, на менее чем двадцать пять процентов, пятнадцать процентов или более чем на семьдесят пять процентов от полной глубины первого отделения 103. Примеры альтернативных конструкций перегородок могут содержать использование групп пластин и клапанов для управления потоком текучих сред через них, хотя могут также использоваться другие способы создания пути переливного потока, известные специалистам в данной области.
Первоначально, текучая среда для очищения может закачиваться в первое отделение 103, так что достигается поток согласно пути потока 107. Для получения пути потока 107 множество перегородок 106 может располагаться в первом отделении 103 с группой проходных секций 108. Конкретная конструкция проходных секций 108 может меняться согласно размеру и требованиям к сепаратору 100, однако, в показанном варианте осуществления проходные секции 108 содержат пониженные секции на противоположенных краях соответствующих перегородок 106. В силу этого, текучая среда может вводиться в первое отделение 103 через вход 105 и следовать путем потока 107. Путь потока 107, как показано, может содержать путь извилистой формы, или в других аспектах, он может содержать другие пути, которые увеличивают время, в течение которого текучая среда остается в первом отделении 103. Специалисты в данной области техники заметят, что чем дольше текучая среда остается в первом отделении 103, тем большее отделение углеводородов от воды достигается. Кроме того, чем дольше текучая среда остается в первом отделении 103, тем большее количество плотной фазы может осаждаться/выпадать в осадок из водной фазы. Таким образом, время, в течение которого текучая среда остается в первом отделении 103, может определить уровень выпадения в осадок плотной фазы, а также уровень разделения углеводоро
- 2 019286 дов/воды.
Согласно другим аспектам настоящего изобретения сепаратор 100 может содержать другие способы управления временем, в течение которого текучая среда остается в первом отделении 103. Например, в альтернативных вариантах осуществления перегородки 106 могут простираться по всей ширине сепараторного резервуара 101 и могут содержать множество клапанов сброса давления (не показано). В такой конструкции клапаны сброса давления могут управлять скоростью потока текучей среды через первое отделение 103. Поэтому оператор на буровой установке может определять и/или изменять скорость потока согласно требованиям операции разделения.
Как показано, сепаратор 100 содержит пять перегородок в первом отделении 103, и первое отделение 103 занимает примерно половину общего объема сепараторного резервуара 101. Однако в других вариантах осуществления первое отделение 103 может занимать больший объем сепараторного резервуара 101, например, такие объемы, как шестьдесят процентов, семьдесят пять процентов или девяносто процентов объема сепараторного резервуара 101. С помощью увеличения отношения объемов первого отделения 103 ко второму отделению 104, как заметят специалисты в данной области техники, уровень разделения углеводородов/воды может увеличиваться. Кроме того, при увеличении объема первого отделения 103 вставляются дополнительные перегородки 106, для увеличения длины пути потока 107. С помощью увеличения длины пути потока 107 и времени, в течение которого текучая среда остается в первом отделении 103, может достигаться большая степень разделения и выпадения в осадок плотной фазы.
Когда текучая среда стекает с последней снабженной перегородками секции первого отделения 103, первый выход 109 конфигурируется для удаления водной фазы из первого отделения 103. Первый выход 109 может содержать трубку в форме и, в форме 1 или в форме 8, которая проходит в последнюю снабженную перегородками секцию ниже уровня углеводородов/воды и удаляет воду из первого отделения 103, в то же время позволяя углеводородам оставаться отделенным и располагаться поверх водной фазы. В определенных вариантах осуществления регулирование уровня водной фазы может достигаться путем приведения в действие наружного клапана, регулируя, таким образом, поток углеводородной фазы во втором отделении 104. Однако, в альтернативных вариантах осуществления поток водной фазы регулируется каскадной областью, расположенной между первым отделением 103 и первым выходом 109. Каскадная область позволяет водной фазе переливаться из первого отделения 103, после прохождения через нижний перелив, и в первый выход 109 для удаления. Кроме того, каскадная область может повысить отделение водной фазы от углеводородной фазы, понижая, таким образом, в дальнейшем количество остаточной углеводородной фазы в водной фазе.
С помощью удаления водной фазы из первого отделения 103, в то же время позволяя углеводородной фазе оставаться в первом отделении 103, из сепараторного резервуара 101 может удаляться, по существу, чистая водная фаза, когда углеводородной фазе позволяют протекать во второе отделение 104. Специалисты в данной области заметят, что в альтернативных вариантах осуществления, в сепараторном резервуаре 101 может располагаться множество первых выходов 109, так чтобы один из выход мог принимать поток водной фазы с нижнего уровня сепараторного резервуара 101, в то время как другой выход принимает поток водной фазы со среднего уровня сепаратора 101. Путем создания множества первых клапанов 109 водная фаза может удаляться из сепараторного резервуара под более жестким управлением, дополнительно повышая, таким образом, чистоту разделения и эффективность сепаратора 100. Специалисты в данной области заметят, что в определенных вариантах осуществления сепаратор 100 может иметь множество первых клапанов 109, содержащих множество трубок в форме 1, в форме и или в форме 8.
Специалисты в данной области также заметят, что, когда углеводородная фаза втекает во второе отделение 104, некоторый объем воды может также поступать во второе отделение 104. В определенных вариантах осуществления объем водной фазы, поступающей во второе отделение 104, может быть большим, чем объем углеводородной фазы.
Однако даже если во второе отделение 104 поступает больший объем водной фазы, чем углеводородной фазы, углеводороды будут все еще оставаться сравнительно отделенными от водной фазы. Кроме того, регулирование скорости потока водной фазы через первый выход 109 может управлять скоростью потока углеводородной фазы во второе отделение 104. Как таковой, объем водной фазы, перетекающей через последнюю снабженную перегородками секцию во второе отделение 104, также может управляться/регулироваться.
Для управления скоростью потока водной фазы через первый выход 109 желоб, содержащийся в первом выходе 109, может иметь один или несколько клапанов, которые таким образом могут быть отрегулированы для обеспечения оптимальной скорости потока. В определенных вариантах осуществления водная фаза может проходить через сифон из первого отделения 103, в то время как в других вариантах осуществления насосы могут присоединяться к первому выходу 109 для облегчения протекания водной фазы. Специалисты в данной области заметят, что в определенных вариантах осуществления первый выход 109 может соединяться с сообщением текучих сред с первым насосом 110, вторым насосом 111 или как с насосом 110, так и с насосом 111. Как таковой, поток водной фазы из сепараторного резервуара 101
- 3 019286 может управляться/регулироваться.
В некоторых вариантах осуществления первый выход 109 может также содержать один или несколько сенсоров для определения, например, скорости потока водной фазы через первый выход 109 и/или плотности текучей среды, протекающей через него. В других вариантах осуществления могут содержаться сенсоры для определения уровня углеводородной фазы относительно водной фазы. Примеры сенсоров, которые могут использоваться для первого выхода 109, включают в себя денсиметры, сенсоры электропроводности, сенсоры уровня и сенсоры скорости потока. Специалисты в данной области заметят, что сенсоры могут также содержаться в последней снабженной перегородками секции сепараторного резервуара 101, вдоль углубленной части 112 первого отделения 103 или во втором отделении 104. Множество сенсоров может, таким образом, обеспечивать оператора на буровой установке данными: скоростью потока текучих сред, углеводородной фазы и водной фазы, а также обеспечивать информацией, которая может использоваться для определения расположения уровня разделения углеводородов/воды. Такие сенсоры могут обеспечивать оператора на буровой установке данными, необходимыми для оптимизации скорости потока водной фазы, выходящей из выхода 109, а также скорости потока текучей среды во второе отделение 104. В определенных вариантах осуществления множество сенсоров может подсоединяться, например, к программируемому логическому устройству управления (РЬС), так что скорости потоков и так далее могут вычисляться для оператора на буровой установке. В других вариантах осуществления сенсоры могут подключаться к компьютеру или к другому устройству, способному получать данные и обеспечивать оператора на буровой установке данными, показывающими скорости потока текучих сред по времени, объем собранной углеводородной и/или водной фазы, а также данными, показывающими эффективность сепаратора 100 или его компонентов. Такие данные либо могут храниться локально в памяти, сконфигурированной для использования РЬС или компьютером, либо могут храниться/анализироваться удаленно такими системами управления, как системы экологического менеджмента/системы управления отходами или буровым программным обеспечением.
Обращаясь опять к фиг. 1, после того как водная фаза удаляется из первого отделения 103 через первый выход 109, текучая среда заливается в несущую конструкцию 102. Как показано, в этом варианте осуществления несущая конструкция 102 содержит множество, по существу, полых опор, сконфигурированных таким образом, чтобы они удерживали текучие среды. Когда водная фаза вводится в несущую конструкцию 102, водная фаза может перераспределяться между множеством опор 113 несущей конструкции 102. Таким образом, одна или несколько опор 113 могут использоваться для хранения водной фазы до тех пор, пока водная фаза сможет либо сбрасываться за борт, либо использоваться в других аспектах буровых работ. Специалисты в данной области заметят, что число опор 113, используемых для хранения водной фазы, может изменяться в соответствии с объемом водной фазы, удаляемой из сепараторного резервуара 101. Однако в определенных аспектах может являться предпочтительным, чтобы опоры 113 допускали удерживание по меньшей мере 0,5 барреля (79,5 л) водной фазы, каждая. В таком варианте осуществления объем хранимой водной фазы может составлять, по меньшей мере, 1 баррель (159 л), если оператор на буровой площадке использует по меньшей мере две опоры 113 для хранения водной фазы. В других вариантах осуществления может являться предпочтительным хранение большего количества водной фазы, и как таковые, для хранения водной фазы могут использоваться три или даже четыре опоры 113. Для предотвращения загрязнения водной фазы, хранимой в опорах 113, и/или повреждения самих опор 113, специалисты в данной области заметят, что опоры 113 могут покрываться материалом для предотвращения, например, ржавления опор.
Множество вентиляционных трубок 114 может также располагаться на опорах 113. Вентиляционные трубки 114 могут использоваться для снижения давления внутри опор 113 или несущей конструкции 102 или для предотвращения возникновения скачка давления. Опоры 113 могут также содержать множество такелажных узлов 115, расположенных, например, сверху опоры 113, для того чтобы давать сепаратору 100 возможность для перемещения на буровую установку или с нее.
После того как углеводороды и остаточная водная фаза переносятся из первого отделения 103 во второе отделение 104, углеводородам может предоставляться дополнительное время для осаждения. Такое дополнительное время для осаждения может обеспечить сепарацию с большим разделением и более определенный уровень углеводородов, поверх водной фазы. Для облегчения подобного разделения могут включаться вторичные перегородки 116. Вторичные перегородки 116 могут замедлять передачу текучей среды через второе отделение 104, обеспечивая, таким образом, большее время для того, чтобы позволить углеводородам отделиться от водной фазы. Кроме того, вторичные перегородки 116 могут увеличить путь потока текучей среды через второе отделение 104, обеспечивая, таким образом, дополнительное время, для того чтобы позволить любым остаточным твердым продуктам выпасть в осадок из текучей среды.
Когда углеводородная фаза адекватно отделяется от водной фазы, один или множество клапанов 117 (то есть вторичные выходы) могут открываться, для того чтобы дать углеводородной фазе выйти во второе отделение 104. Как показано, клапаны 117 располагаются на разных уровнях, так что, когда углеводороды удаляются из второго отделения 104, остаточная водная фаза может удерживаться во втором отделении 104. Когда углеводороды выходят через клапаны 117, они могут собираться в желобе 118. Как
- 4 019286 показано, желоб 118 может содержать наклонные трубки, тем самым, позволяя углеводородам подаваться с помощью силы тяжести в одну из опор 113 для хранения. В других вариантах осуществления желоб 118 может подавать углеводороды в многочисленные опоры 113 или в хранилище раздельного хранения (не показано). Опоры 113 могут содержать множество переключателей, так что когда опоры 113 заполняются углеводородной и/или водной фазой, когда достигается некоторая точка высокого уровня, переключатель может приводить в действие электромагнитное реле, пропускающее воздух в насос 110/111, связанный с соответствующей опорой 113. Углеводородная фаза и/или водная фаза могут затем выкачиваться из сепаратора 100. Аналогично, когда достигается низкий уровень, второй переключатель может приводиться в действие для остановки насоса 110/111 для удаления соответствующей текучей среды из опоры 113. Таким образом, удаление углеводородной фазы и водной фазы из опоры 113 может быть автоматизировано.
Теперь, обращаясь к фиг. 2, показывается схематическое представление спереди сепаратора 200 в соответствии с вариантами осуществления, описываемыми в настоящем документе. В этом варианте осуществления сепаратор 200 содержит сепараторный резервуар 201 и несущую конструкцию 202, имеющую множество опор 213.
Этот вид спереди также иллюстрирует первый выход 209 для удаления водной фазы из сепараторного резервуара 201, расположенный, по меньшей мере, частично внутри сепараторного резервуара 201. Как показано, первый выход 209 простирается в сепараторный резервуар 201 ниже уровня текучей среды 219 (в отличие от уровня перелива 220). Когда оператор на буровой установке определяет, что водная фаза отделяется от углеводородов и достаточное количество плотной фазы выпадает в осадок из текучей среды, оператор может привести в действие первый входной клапан (не иллюстрируется отдельно) для того, чтобы начать удаление водной фазы из сепараторного резервуара 201 вдоль пути потока 221. Водная фаза, таким образом, удаляется из сепараторного резервуара 201 по внешней трубе 222 и в опору 213а. Специалисты в данной области заметят, что в других вариантах осуществления внешняя труба 222 может быть необязательной, и как таковой, первый выход 209 может позволять водной фазе непосредственно удаляться из сепараторных резервуаров 201 в опору 213а.
Аналогично, когда оператор на буровой установке определяет, что углеводороды могут удаляться из сепараторного резервуара 201, могут приводиться в действие один или множество клапанов 217, чтобы пропускать поток углеводородов через них. Углеводороды могут удаляться из сепараторного резервуара 201 через клапаны 217 и в желоб 218. Углеводороды могут затем протекать вдоль пути 223 и в опору 213Ь для хранения.
Как описывается выше, опоры, а также другие секции несущей конструкции 202 могут использоваться для хранения углеводородов, водной фазы и/или других текучих сред. В этом варианте осуществления, по существу, полая несущая конструкция 202 использует обе опоры и нижние опорные секции 224 как хранилища для разделенных продуктов. Когда оператор на буровой установке определяет, что один из разделенных продуктов, либо углеводороды либо водная фаза, должен удаляться из сепаратора 200, может приводиться в действие один насос либо из первого насоса 210, либо из второго насоса 211. В этом варианте осуществления, приведение в действие первого насоса 210 может удалять водную фазу из опоры 213а и нижней опорной секции 224а через отверстие 225а. Аналогично, приведение в действие второго насоса 211 может удалить углеводородную фазу из опоры 214Ь и нижней опорной секции 224Ь через отверстие 225Ь. Соответственно, либо углеводородная, либо водная фаза может выкачиваться из несущей конструкции 202 из разгрузочного отверстие (не показано) и из сепаратора 200. В одном из вариантов осуществления возвращенная водная фаза может закачиваться во вторичное технологическое оборудование для дальнейшей очистки, в рабочие резервуары или за борт при разрешении местных экологических нормативных указаний. Возвращенные углеводороды могут закачиваться в рабочие резервуары, дополнительное технологическое оборудование, такое как центрифуги или вибросита, или в хранилища отходов.
Во время работы сепараторов 200 один из насосов 210 или 211 может быть поврежден или может быть выведен из работы на обслуживание. Специалисты в данной области заметят, что, так как насосы 210 и 211 могут соединяться с сообщением текучих сред, насос 211, который обычно используется для удаления углеводородов, может также использоваться для удаления водной фазы. Аналогично, насос 210, который, как правило, используется для перекачивания водной фазы, может использоваться для перекачивания углеводородов. Так как насосы 210 и 211 разделяют соединение с сообщением текучих сред с сепараторным резервуаром 201 и несущей конструкцией 202, насосы могут использоваться одновременно, так что как углеводороды, так и водная фаза могут удаляться из несущей конструкции 202 одновременно, в сепараторах 200 с множеством разгрузочных отверстий.
Обращаясь к фиг. 3, здесь показывается вид сбоку сепаратора 300 в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления сепаратор 300 содержит сепараторный резервуар 301 и несущую конструкцию 302, имеющую опоры 313. Сепараторный резервуар 301 разделяется на первое отделение 303 и второе отделение 304. Множество перегородок 306 могут создавать извилистый, по существу, путь потока текучих сред через первое отделение 303, как описано относительно фиг. 1.
- 5 019286
Как описано выше, когда текучие среды проходят через первое отделение 303, плотная фаза, которая может содержаться в текучей среде, и содержащая, например, буровые шламы, может выпадать в осадок из текучих сред. Плотная фаза затем может собираться в накопительной части 326 первого отделения 303. Как показано, накопительная часть 326 может содержать наклонную секцию, сконфигурированную для облегчения перемещения плотной фазы через первое отделение 303 к выходу для плотной фазы 327. Специалисты в данной области заметят, что угол наклона накопительной части 326 может различаться в соответствии с типом собираемой плотной фазы или с требованиями операции разделения. В некоторых вариантах осуществления угол наклона, например, 15, 30 или 60° может быть достаточным для облегчения протекания плотной фазы в выход для плотной фазы 327. Однако в других вариантах осуществления угол наклона может быть больше чем 15° или больше чем 60°. Таким образом, когда плотная фаза удаляется из текучей среды, плотная фаза передается в накопительную часть 326, при этом оператор на буровой установке может открыть клапан 328 на выходе 327 для выгрузки плотной фазы из сепараторного резервуара 301. Удаление такой плотной фазы из сепараторного резервуара 301 может происходить посредством осаждения под действием силы тяжести или, например, с помощью приведения в действие насоса 310.
Специалисты в данной области заметят, что определение того, когда выгружать плотную фазу из накопительной части 326, может быть решением оператора на буровой установке с последующим приведением в действие вручную клапана 328 или множества клапанов отбора проб на различных уровнях. Однако в альтернативных вариантах осуществления множество сенсоров (не показано) могут располагаться в накопительной части 326 или выхода 327 для получения данных, показывающих уровень плотной фазы в накопительной части 326. Примеры сенсоров, которые могут использоваться, включают сенсоры электропроводности, тензодатчики или сенсоры уровня. В системе, использующей сенсоры для определения уровня заполняемости накопительной части 326, сенсоры могут непосредственно подсоединяться к РЬС или компьютеру для сбора данных и/или обработки таких данных. Сепаратор 300, содержащий РЬС, может таким образом информировать оператора на буровой установке об оптимальном времени для выгрузки плотной фазы путем обеспечения оператора визуальными или акустическими сигналами. Альтернативно, в определенных вариантах осуществления сепаратор 300 может автоматически устанавливать цикл разгрузки путем открытия клапана 328 в течение определенного временного интервала.
Обращаясь опять к фиг. 3, здесь первый выход 309 показан как простирающийся в первое отделение 303. Когда водная фаза удаляется из первого отделения 303 через первый выход 309, водная фаза может перемещаться вдоль внешнего желоба 322 в полую, по существу, опору 313. Первый выход 309 может также содержать один или несколько клапанов (не иллюстрируются отдельно), которые могут приводиться в действие вручную или автоматически, для управления протеканием водной фазы из первого отделения 303 в опору 313. Как описывается выше, РЬС или компьютер может конфигурироваться для определения уровня разделения воды/углеводородов в первом отделении 303, так чтобы водная фаза могла оптимально выгружаться из первого отделения 303. Специалисты в данной области заметят, что, как правило, когда водная фаза выгружается через первый выход 309, клапан 328, управляющий выгрузкой плотной фазы, должен оставаться закрытым. Аналогично, когда плотная фаза выгружается через выход 327, водная фаза не должна выгружаться через первый выход 309. Специалисты в данной области также заметят, что в сепараторах 300, имеющих РЬС или компьютеры, циклы выгрузки плотной фазы, водной фазы и углеводородов могут регулироваться таким образом, чтобы поддерживались оптимальные уровни текучих сред в сепараторном резервуаре 301.
Обращаясь к фиг. 4, здесь показан вид сверху сепаратора 400 в соответствии с вариантами осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления сепаратор 400 содержит первое отделение 403 и второе отделение 404 сепараторного резервуара (отдельно не упоминаются). Текучая среда может закачиваться на вход 405 в первое отделение 403, где множество перегородок 406 могут направлять поток буровых растворов через первое отделение 403 вдоль пути потока 407. Когда текучая среда следует по пути потока 407, плотная фаза может выпадать в осадок из текучей среды и выгружаться через выход 427. В то время как плотная фаза выпадает в осадок из текучей среды, углеводороды, уносимые в текучей среде, могут отделяться от водной фазы, так чтобы водная фаза могла удаляться из первого отделения 403 через первый выход 409.
В этом варианте осуществления путь переливного потока 407 заставляет текучую среду перемещаться по меньшей мере пять раз по всей ширине сепаратора 400. В одном из аспектов сепаратор 400, имеющий сепараторный резервуар, который составляет 1,5 м в длину, может таким образом обеспечивать путь переливного потока 407 длиной в 7,5 м. Как обсуждается выше, путем увеличения длины пути переливного потока 407, время, в течение которого текучая среда остается в первом отделении 403, может быть увеличено, увеличивая, таким образом, объем плотной фазы, который выпадает в осадок из текучей среды, а также повышая разделение углеводородов и водной фазы. После того как углеводородная фаза проходит через пятый перелив/перегородку и во второе отделение 404, углеводороды могут удаляться посредством открытия клапанов 417. Из-за того, что некоторый объем остаточной водной фазы может втекать во второе отделение 404, во второе отделение 404 могут добавляться вторичные перего
- 6 019286 родки 416 для обеспечения большего времени нахождения текучей среды во втором отделении 404. Специалисты в данной области заметят, что вторичные перегородки 416 могут быть необязательными, и в таких вариантах осуществления, не имеющих вторичных перегородок 416, нефть может удаляться непосредственно из второго отделения 404 без дополнительного времени на осаждение.
В определенных вариантах осуществления сепаратору 400 могут добавляться дополнительные функции для дальнейшего улучшения извлечения углеводородной и водной фазы. В одном из аспектов во втором отделении 404 может содержаться дополнительный выход водной фазы (не иллюстрируется отдельно) для обеспечения разгрузки остаточной водной фазы, которая поступает в отделение с углеводородами. Такой дополнительный выход для водной фазы может подводиться к первому выходу 409, так чтобы могла собираться дополнительная водная фаза.
Дополнительные особенности конструкции, которые могут включаться в варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, содержат крышки для сепараторного резервуара и желоб для углеводородов, очистной дренаж для углеводородов, для предоставления возможности для вымывания углеводородов из несущей конструкции, и откачивающие трубы, которые предоставляют возможность насосам для удаления углеводородов и/или воды, которая может падать на карниз под сепараторным резервуаром. Такие особенности могут обеспечивать возможность для сбора дополнительных углеводородов и водной фазы, повышая, таким образом, чистоту операции разделения.
В альтернативных вариантах осуществления конкретные элементы конструкции настоящего изобретения могут различаться для дополнительного обеспечения выделения углеводородов, воды и/или плотной фазы из текучей среды. Обращаясь к фиг. 5, здесь показан общий вид сепаратора 500 в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения. В этом варианте осуществления сепаратор 500 содержит сепараторный резервуар 501, имеющий многочисленные отделения (не показаны). Сепаратор 501 также имеет вход 505 для приема текучей среды. В этом варианте осуществления вход 505 представляет собой желоб, содержащий приемную часть 530, такую как 10-дюймовую (254-см) приемную часть, сконфигурированную для приема потока текучей среды из системы дренажных труб, например, из отделения вибросита и/или с буровой площадки. Геометрия приемной части 530 может предоставлять возможность сепаратору 500 для приема потока текучей среды из дренажных труб с различными диаметрами, а также обеспечивать воздушный зазор между окончанием дренажной трубы и приемной частью 530, таким образом, предохраняя сепаратор 500 от того, чтобы он оказался под повышенным давлением.
При поступлении в сепараторный резервуар 501 текучая среда разделяется на плотную фазу, углеводородную фазу и водную фазу, как описывается относительно фиг. 1-4. Как описывается выше, плотная фаза может осаждаться в отделении сбора плотной фазы 531 сепараторного резервуара 501, когда углеводородная фаза и водная фаза направляются либо наружу из сепаратора 500, либо в часть несущей конструкции 502, такую как опора 513 сепаратора 500.
В этом варианте осуществления сепаратор 500 содержит три насоса (то есть воздушные диафрагменные насосы), первый насос 510 сконфигурирован для удаления водной фазы из сепаратора, второй насос 511 сконфигурирован для удаления углеводородной фазы из сепаратора и третий насос, насос 532 для плотной фазы, сконфигурирован для удаления плотной фазы из сепаратора. Таким образом, в этом варианте осуществления каждая фаза содержит закрепленный за ней насос, предназначенный для удаления отдельной фазы углеводородов, воды или плотного материала. Во время работы каждый насос может управляться электромагнитным реле, которое открывает или закрывает воздушный клапан, который питает насос, таким образом, предоставляя возможность для включения или выключения насоса посредством замыкания контактов соединенного с ним переключателя. Для определения уровня плотной фазы в сепараторном резервуаре 501 и/или отделении сбора плотной фазы 531, в сепараторном резервуаре 501 и/или отделении сбора плотной фазы 531 может располагаться датчик уровня плотной фазы 533. Таким образом, когда плотная фаза накапливается в отделении для сбора 531, датчик уровня плотной фазы 533 может определять уровень плотной фазы, а когда плотная фаза достигает заданной точки, датчик уровня плотной фазы 533 может закрыть контур насоса 532, предоставляя, таким образом, возможность для удаления плотной фазы из сепаратора 500. Примеры датчиков уровня, которые могут использоваться в соответствии с вариантами осуществления, описываемыми в настоящем документе, включают в себя многоточечные сенсоры уровня, такие как М850, коммерчески доступные от К-ТЕК Сотротабои, РтаитеуШе, Ьоибаиа.
В дополнение к переключателю уровня плотной фазы 533, сепаратор 500 может также содержать переключатели уровня углеводородов и воды, расположенные на сепараторе 500 и/или на несущей конструкции 502, так чтобы тогда, когда уровень углеводородов и/или воды в сепараторе 500 достигает заданных точек, переключатели могли закрывать контур для связанных с ними насосов 510 и 511, и предоставлять, таким образом, возможность для удаления углеводородов и/или воды из сепаратора. Так как заданные точки могут определяться предварительно, удаление углеводородов, воды и/или плотной фазы из сепаратора 500, по существу, может автоматизироваться. Кроме того, все три насоса 510, 511 и 532 соединяются между собой трубой 534, предоставляя, таким образом, возможность любым насосам 510, 511 и/или 532 для удаления углеводородов, воды и/или плотной фазы. Таким образом, если один или
- 7 019286 несколько насосов 510, 511 и/или 532 являются неисправными, оператор может привести в действие режим в обход для сепаратора 500, предоставляя, таким образом, возможность, например, насосу для плотной фазы 532 для удаления углеводородов и/или воды из сепаратора. Такая конструкция может таким образом предоставлять возможность для функционирования сепаратора 500, даже если один или несколько насосов 510, 511 и/или 532 выходят из строя.
В зависимости от требований операции насосы 510, 511 и/или 532 могут подавать воду, углеводороды и плотную фазу к множеству участков на буровой установке, для повторного использования или размещения. Например, в определенных вариантах осуществления водная фаза может посылаться к системе подачи технологической воды на буровой установке для повторного использования. Кроме того, водная фаза может использоваться повторно в системах активного запаса бурового раствора для передачи нового бурового раствора или может отправляться для утилизации за борт. Углеводородная фаза может передаваться на разделительное устройство, такое как вибросита, а затем возвращаться в систему активного запаса бурового раствора или, альтернативно, может центрифугироваться на площадке. Плотная фаза, которая может содержать эмульсии с пола буровой и отделения вибросита, может закачиваться из системы в разделительное устройство, такое как мелкоячеистое вибросито, и затем возвращаться в активную систему. Кроме того, плотная фаза может посылаться на центрифугу и/или на сушку выбуренной породы перед возвращением в активную систему, или ее выбрасывают.
При работе текучая среда, содержащая углеводороды, водную фазу и плотную фазу, закачивается в сепараторный резервуар. После того как закачивается текучая среда, текучая среда проходит через множество перегородок для увеличения времени, в течение которого текучая среда остается в сепараторных резервуарах, увеличивая, таким образом, вероятность того, что плотная фаза осядет/выпадет в осадок из текучей среды. В определенных вариантах осуществления текучая среда может проходить вдоль извилистого, как правило, пути потока, предоставляя, таким образом, возможность для отделения плотной фазы от текучей среды, и для размещения углеводородов поверх водной фазы. После того как углеводороды, по существу, отделяются от водной фазы, водная фаза может удаляться из сепараторного резервуара в полую, по существу, несущую конструкцию для хранения перед выгрузкой. В то время как водная фаза удаляется в несущую конструкцию, углеводородная фаза может также удаляться в полую, по существу, несущую конструкцию. Специалисты в данной области заметят, что в определенных вариантах осуществления, как водная фаза, так и углеводородная фаза могут удаляться одновременно, в то время как в других вариантах осуществления каждая фаза может удаляться отдельно от другой.
Во время работы плотная фаза может разгружаться из сепараторного резервуара путем приведения в действие насоса. Насосы могут таким образом использоваться для откачки плотной фазы, водной фазы или углеводородной фазы из компонента сепаратора. Продукты работы могут закачиваться, например, за борт для дальнейших очистных операций в рабочие резервуары, резервуары хранения, вибросита, центрифуги, устройства фильтрации или на другие компоненты буровых работ, известные в данной области. Кроме того, во время очистки, выгрузки, прокачки или операций разделения газ может отводиться из одного или нескольких узлов несущей конструкции для предотвращения возрастания давления в них.
Для повышения эффективности операции разделения могут использоваться сенсоры, РЬС и компьютеры, для определения объема плотной фазы, водной фазы или углеводородной фазы. Такие измерения и вычисления могут делаться в сепараторном резервуаре во время выгрузки или в любой другой части операции. В определенных вариантах осуществления, не использующих сенсоры, РЬС и компьютеры, оператор на буровой установке может вручную приводить в действие насосы и/или клапаны для управления потоком плотной фазы, воды и/или углеводородов. Чтобы помочь в определении уровней таких продуктов, к частям сепаратора могут быть добавлены дополнительные конструкционные особенности. Примеры дополнительных конструкционных особенностей могут включать в себя окна в сепараторном резервуаре, так чтобы мог просматриваться уровень заполнения, и окна в несущей конструкции, так чтобы мог определяться объем в несущей конструкции, внешние регулировки чистоты воды, внешние регулировки уровня чистоты нефти и возможности автоматизации.
Специалисты в данной области также заметят, что сепараторы в соответствии с вариантами осуществления, описываемыми в настоящем документе, могут представлять собой компоненты в системах экологического менеджмента/системах управления отходами. Как таковые, текучие среды, выходящие из сепаратора, могут разгружаться далее в устройства рекультивации. Кроме того, в определенных вариантах осуществления текучая среда, поступающая в сепаратор, может предварительно подвергаться определенным операциям кондиционирования для дальнейшего улучшения разделения углеводородов и воды и для выпадения в осадок из воды плотной фазы. Примеры кондиционирования могут включать в себя добавление поверхностно-активных веществ и/или флоккулянтов в текучую среду перед разделением. Такие кондиционеры могут, таким образом, увеличивать объемы плотной фазы и углеводородов, удаленных из текучей среды. Специалисты в данной области заметят, что дополнительные кондиционеры могут также использоваться вместо описываемых операций разделения для дополнительного улучшения операций, описываемых в настоящем документе, или в дополнение к ним.
Предпочтительно варианты осуществления настоящего изобретения могут предусматривать системы и способы отделения углеводородов и плотной фазы от воды. Так как установка, как описывается в
- 8 019286 настоящем документе, является, по существу, автономной, сепаратор может добавляться к существующей инфраструктуре буровой установки с небольшими модификациями в самой буровой установке. Кроме того, сепаратор может добавляться в качестве ступени в более обширную систему управления отходами. В силу этого, уровень чистоты воды может устанавливаться через включение, например, песочных фильтров и/или фильтра типа патрона, смонтированного после насосов.
Также предпочтительно варианты осуществления настоящего изобретения могут сделать возможным сепаратор, который обеспечивает фактическую работу без использования ручных операций для очистки текучих сред отбросов с буровой площадки и палубы вибросита. Кроме того, системы и способы, описываемые в настоящем документе, могут использоваться вместе с пресной и соленой водой, а также при операциях, использующих буровые растворы на основе нефти.
Наконец, варианты осуществления настоящего изобретения могут обеспечивать операторов буровой установки способом очистки текучих сред со скоростью до 150 галлонов в минуту и более. Сепараторы могут предоставлять операторам на буровой возможность для сбора и переработки эмульсифицированных смесей различной степени, для осаждения плотной фазы из смеси, отделения воды от углеводородов и для направления каждого потока отходов в желаемое место в виде отдельного потока. Кроме того, из-за полой, по существу, несущей конструкции, используемой для размещения сепаратора, варианты осуществления, описываемые в настоящем документе, могут также предоставлять возможность для хранения таких разделенных потоков.
Хотя настоящее изобретение описывается относительно ограниченного числа вариантов осуществления, специалисты в данной области, имеющие преимущества данного изобретения, оценят, что могут разрабатываться и другие варианты осуществления, которые не отступают от рамок изобретения, как описано в настоящем документе. Соответственно, рамки изобретения должны ограничиваться только прилагаемой формулой изобретения.

Claims (22)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Система для разделения текучей среды, содержащая вход для приема текучей среды, причем текучая среда содержит водную фазу и углеводородную фазу;
    сепараторный резервуар, имеющий первое отделение и второе отделение, причем первое отделение выполнено с возможностью приема текучей среды из входа;
    первый выход, выполненный с возможностью приема водной фазы из первого отделения;
    второй выход, выполненный с возможностью приема углеводородной фазы из второго отделения; и несущую конструкцию, содержащую множество, по существу, полых опор, выполненных с возможностью удерживать текучие среды, причем несущая конструкция физически соединена с упомянутым сепараторным резервуаром и выполнена с возможностью приема водной фазы из первого выхода и углеводородной фазы из второго выхода.
  2. 2. Система по п.1, дополнительно содержащая первый насос, выполненный с возможностью создания потока водной фазы из несущей конструкции к разгрузочному отверстию.
  3. 3. Система по п.2, дополнительно содержащая второй насос, выполненный с возможностью создания потока углеводородной фазы из несущей конструкции ко второму разгрузочному отверстию.
  4. 4. Система по п.1, в которой сепараторный резервуар дополнительно содержит отделение сбора плотной фазы.
  5. 5. Система по п.4, в которой отделение сбора плотной фазы содержит наклонную нижнюю часть.
  6. 6. Система по п.4, дополнительно содержащая насос для плотной фазы, выполненный с возможностью создания потока плотной фазы из отделения для сбора твердых веществ к разгрузочному отверстию.
  7. 7. Система по п.4, дополнительно содержащая датчик уровня, выполненный с возможностью определения уровня плотной фазы в отделении для сбора твердых веществ.
  8. 8. Система по п.1, в которой, по существу, полые несущие элементы содержат вентиляционную трубку.
  9. 9. Система по п.1, в которой первое отделение содержит множество перегородок.
  10. 10. Система по п.9, в которой первый выход содержит по меньшей мере одну геометрию из 1образной геометрии, И-образной геометрии или 8-образной геометрии.
  11. 11. Система по п.9, в которой первый выход содержит клапан.
  12. 12. Система по п.1, в которой второй выход содержит множество разгрузочных отверстий для углеводородов.
  13. 13. Система по п.1, дополнительно содержащая программируемое логическое устройство управления, выполненное с возможностью создания инструкций для управления циклом разгрузки по меньшей мере одного насоса.
  14. 14. Система по п.1, в которой вход содержит мягкий приемник.
  15. 15. Способ разделения текучей среды на водную фазу, плотную фазу и углеводородную фазу с ис
    - 9 019286 пользованием системы для разделения текучей среды по п.1, включающий этапы, на которых подают текучую среду, содержащую водную фазу и углеводородную фазу, в сепараторный резервуар, отделяют водную фазу от углеводородной фазы, причем данное отделение включает пропускание текучей среды через множество перегородок;
    собирают водную фазу;
    собирают углеводородную фазу и хранят по меньшей мере одну из водной фазы и углеводородной фазы, по существу, в полой несущей конструкции указанной системы для разделения текучих сред.
  16. 16. Способ по п.15, в котором указанное отделение также включает удаление плотной фазы из текучей среды.
  17. 17. Способ по п.15, в котором пропускание текучей среды через множество перегородок включает пропускание текучей среды вдоль, по существу, извилистого пути потока.
  18. 18. Способ по п.15, дополнительно включающий хранение водной фазы и/или углеводородной фазы, по существу, в полой несущей конструкции.
  19. 19. Способ по п.15, дополнительно включающий отведение газа из полой, по существу, несущей конструкции.
  20. 20. Способ по п.18, дополнительно включающий выкачивание плотной фазы, и/или водной фазы, и/или углеводородной фазы, по существу, из полой несущей конструкции.
  21. 21. Способ по п.15, дополнительно включающий определение объема плотной фазы, и/или водной фазы, и/или углеводородной фазы.
  22. 22. Способ по п.15, дополнительно включающий определение уровня плотной фазы и автоматическое приведение в действие насоса, выполненного с возможностью удаления плотной фазы, при определении установленного уровня плотной фазы.
EA201070122A 2007-07-10 2008-07-10 Системы и способы отделения углеводородов от воды EA019286B1 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US94890107P 2007-07-10 2007-07-10
US12/170,028 US7862730B2 (en) 2007-07-10 2008-07-09 Systems and methods for separating hydrocarbons from water
PCT/US2008/069616 WO2009009648A2 (en) 2007-07-10 2008-07-10 Systems and methods for separating hydrocarbons from water

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201070122A1 EA201070122A1 (ru) 2010-08-30
EA019286B1 true EA019286B1 (ru) 2014-02-28

Family

ID=40252221

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201070122A EA019286B1 (ru) 2007-07-10 2008-07-10 Системы и способы отделения углеводородов от воды

Country Status (9)

Country Link
US (1) US7862730B2 (ru)
EP (1) EP2176517B1 (ru)
AR (1) AR067497A1 (ru)
BR (1) BRPI0814678A2 (ru)
CA (1) CA2692797C (ru)
DK (1) DK2176517T3 (ru)
EA (1) EA019286B1 (ru)
ES (1) ES2501968T3 (ru)
WO (1) WO2009009648A2 (ru)

Families Citing this family (15)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7682509B2 (en) * 2008-01-17 2010-03-23 Green Turtle Americas Ltd. Trap for removing material from a fluid stream
US8784545B2 (en) 2011-04-12 2014-07-22 Mathena, Inc. Shale-gas separating and cleanout system
US9353586B2 (en) 2012-05-11 2016-05-31 Mathena, Inc. Control panel, and digital display units and sensors therefor
US9956501B2 (en) 2012-06-21 2018-05-01 Aromator Llc Distillation apparatus for extraction of essential oils and hydrosols from plant matter within a capsule
US10724314B1 (en) * 2013-03-15 2020-07-28 Rio Resources Llc Method and apparatus for collection, treatment, and recycling of oilfield drilling fluids and wastewater
US10899634B2 (en) 2013-08-19 2021-01-26 Schlumberger Norge As Water treatment system for treating water from oil production streams
USD763414S1 (en) 2013-12-10 2016-08-09 Mathena, Inc. Fluid line drive-over
US10571447B2 (en) 2015-04-22 2020-02-25 Mark S. Rauch Fluid flow separation chamber for separating hydrocarbons from a fluid, method, and system of using the same
WO2017087946A1 (en) * 2015-11-20 2017-05-26 Separation Solutions, L.L.C. Separator assembly and method
CA3025346A1 (en) * 2016-05-26 2017-11-30 Leroy Thomas KUHN Method and apparatus for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures
US10472592B1 (en) * 2016-10-06 2019-11-12 Smisson-Mathis Energy, Llc Systems and methods for purification of fats, oils, and grease from wastewater
MX2019004751A (es) * 2016-10-24 2019-10-30 S Rauch Mark Sistema de monitoreo de petróleo.
US10626679B2 (en) * 2018-03-29 2020-04-21 Hard Rock Horizontal Directional Drilling Products, Inc. Bidirectional cluster hammer reamer
US11001518B1 (en) 2020-02-12 2021-05-11 Rio Resources Llc Methods for treatment and purification of oil and gas produced water
US20230191290A1 (en) * 2021-12-21 2023-06-22 360 Research Labs, LLC Systems and methods for recycling recovered water utilizing a defluidizing tank

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4761225A (en) * 1986-08-18 1988-08-02 Breslin Michael K Apparatus for controlling the removal of liquid hydrocarbons from groundwater
US5570744A (en) * 1994-11-28 1996-11-05 Atlantic Richfield Company Separator systems for well production fluids
US5961841A (en) * 1996-12-19 1999-10-05 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
US6845821B2 (en) * 2000-07-06 2005-01-25 Shell Oil Company Apparatus and method for downhole fluid separation

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB419712A (en) * 1934-04-16 1934-11-16 Herbert Alexander Thompson Improvements in or relating to separators for liquids having different specific gravities
FR2364860A1 (fr) * 1976-09-17 1978-04-14 Degremont Appareil monobloc pour l'epuration des eaux
US4846965A (en) * 1987-09-14 1989-07-11 Clifft Ricky C Oxygen controlling wastewater treatment system
US5028333A (en) * 1990-02-23 1991-07-02 Mercer International, Inc. Phase separator module
US5248439A (en) * 1991-02-28 1993-09-28 Texaco Inc. Emulsion breaker apparatus and method
HU209763B (en) * 1992-03-18 1994-10-28 Szereday Apparatus for separating first liquid contamination floating on fluid e.g. oil and the fluid e.g. water
US5228983A (en) * 1992-05-28 1993-07-20 Nims James E Particle separator
US5435910A (en) * 1993-01-04 1995-07-25 Texaco Inc. Emulsion breaking system for offshore facilities
US5536409A (en) * 1994-10-25 1996-07-16 Citec International Incorporated Water treatment system
US5833397A (en) * 1996-09-27 1998-11-10 Deep Oil Technology, Incorporated Shallow draft floating offshore drilling/producing structure
US6056128A (en) * 1998-08-04 2000-05-02 Glasgow; James A. Coalescer with removable cartridge
US6427848B1 (en) * 2000-06-16 2002-08-06 Chiao-Chin Shih Dual fabrication liquid circulatory system for an electric discharge fabrication machine

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4761225A (en) * 1986-08-18 1988-08-02 Breslin Michael K Apparatus for controlling the removal of liquid hydrocarbons from groundwater
US5570744A (en) * 1994-11-28 1996-11-05 Atlantic Richfield Company Separator systems for well production fluids
US5961841A (en) * 1996-12-19 1999-10-05 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
US6845821B2 (en) * 2000-07-06 2005-01-25 Shell Oil Company Apparatus and method for downhole fluid separation

Also Published As

Publication number Publication date
WO2009009648A2 (en) 2009-01-15
BRPI0814678A2 (pt) 2015-01-20
CA2692797A1 (en) 2009-01-15
EP2176517A2 (en) 2010-04-21
ES2501968T3 (es) 2014-10-02
EP2176517B1 (en) 2014-07-02
EA201070122A1 (ru) 2010-08-30
US7862730B2 (en) 2011-01-04
AR067497A1 (es) 2009-10-14
DK2176517T3 (da) 2014-09-08
US20090014392A1 (en) 2009-01-15
EP2176517A4 (en) 2012-08-15
CA2692797C (en) 2013-05-28
WO2009009648A3 (en) 2009-02-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA019286B1 (ru) Системы и способы отделения углеводородов от воды
US7232525B2 (en) Automatic tank cleaning system
US5236605A (en) Method and apparatus for continuous separation of oil from solid and liquid contaminants
EP2480748B1 (en) Multiple process service vessel
CA2226638A1 (en) Separator for gases, liquids and solids from a well
US20130284026A1 (en) Oil skimming apparatus and method for using same
CN100393384C (zh) 具有油分回收功能的水池
WO2013075252A1 (en) Solids control system and method
CA2559754C (en) Automatic tank cleaning system
EA032001B1 (ru) Система флоккуляции и удаления воды
US20150258472A1 (en) Partitioned Separator Water Treatment System with Upflow Filter
EP3617155A1 (en) A dewatering unit
RU2258795C2 (ru) Способ очистки бурового раствора и установка для его осуществления
KR101052546B1 (ko) 측구용 초기우수 처리장치
RU44996U1 (ru) Передвижная флокуляционная установка для очистки и регенерации бурового раствора
RU2815847C1 (ru) Узел гравитационного осаждения частиц выбуренной породы и частиц разрушенных полых стеклянных микросфер системы циркуляции и очистки бурового раствора
RU2306405C1 (ru) Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
KR200479288Y1 (ko) 드릴쉽의 드레인 워터 재생 시스템
KR101665444B1 (ko) 시추 구조물의 드레인 처리 시스템
UA148895U (uk) Система очищення і регенерації бурового розчину та утилізації відходів буріння
KR101541313B1 (ko) 시추선의 드레인 정제 장치
KR20150030485A (ko) 빌지 처리장치
KR20140077384A (ko) 프로듀스드 워터 디-샌더 시스템
KR20140077388A (ko) 프로듀스드 워터 디-샌더 시스템
JP2007136272A (ja) 油水分離装置

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

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