EA021167B1 - Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды - Google Patents

Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды Download PDF

Info

Publication number
EA021167B1
EA021167B1 EA201270027A EA201270027A EA021167B1 EA 021167 B1 EA021167 B1 EA 021167B1 EA 201270027 A EA201270027 A EA 201270027A EA 201270027 A EA201270027 A EA 201270027A EA 021167 B1 EA021167 B1 EA 021167B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
separation tank
section
outlet
pressure
gas
Prior art date
Application number
EA201270027A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201270027A1 (ru
Inventor
Ян Туре Наесс
Финн Бекманн
Original Assignee
Шлюмбергер Норге 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 Шлюмбергер Норге Ас filed Critical Шлюмбергер Норге Ас
Publication of EA201270027A1 publication Critical patent/EA201270027A1/ru
Publication of EA021167B1 publication Critical patent/EA021167B1/ru

Links

Classifications

    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • 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
    • 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
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0005—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances
    • B01D19/001—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances by bubbling steam through the liquid
    • B01D19/0015—Degasification of liquids with one or more auxiliary substances by bubbling steam through the liquid in contact columns containing plates, grids or other filling elements

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Removal Of Floating Material (AREA)
  • Physical Water Treatments (AREA)

Abstract

Разделительный резервуар (1) для отделения нефти и газа от воды, содержащий секции (2, 2', 2''), расположенные одна на другой внутри кольцеобразной оболочки (4). Впускная труба (14) соединена с впускным отверстием для текучей среды в первой из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Второе выпускное отверстие (9) в первой секции (2) разделительного резервуара соединено с впускным отверстием (7) для текучей среды во второй секции (2') из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Узел регулирования давления регулирует давление в нижнем течении первых выпускных отверстий (8) для нефти и газа таким образом, что давление в первых выпускных отверстиях (8) ниже давления в выпускном отверстии (26) для воды в разделительном резервуаре.

Description

(57) Разделительный резервуар (1) для отделения нефти и газа от воды, содержащий секции (2, 2', 2), расположенные одна на другой внутри кольцеобразной оболочки (4). Впускная труба (14) соединена с впускным отверстием для текучей среды в первой из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Второе выпускное отверстие (9) в первой секции (2) разделительного резервуара соединено с впускным отверстием (7) для текучей среды во второй секции (2') из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Узел регулирования давления регулирует давление в нижнем течении первых выпускных отверстий (8) для нефти и газа таким образом, что давление в первых выпускных отверстиях (8) ниже давления в выпускном отверстии (26) для воды в разделительном резервуаре.
021167 В1
021167 Β1
Настоящее изобретение относится к разделительному резервуару для отделения нефти и газа от воды, содержащему, по существу, цилиндрический вертикальный корпус с секцией, имеющей верхнюю часть и нижнюю часть, впускное отверстие для текучей среды, протекающей в тангенциальном направлении в секцию разделительного резервуара, внутреннюю кольцеобразную стенку для отделения вихревого потока с внешней стороны внутренней кольцеобразной стенки от потока с внутренней стороны внутренней кольцеобразной стенки во время действия разделительного резервуара, по меньшей мере одно первое выпускное отверстие в верхней части секции разделительного резервуара и по меньшей мере одно второе выпускное отверстие в нижней части секции разделительного резервуара, при этом внутренняя кольцеобразная стенка имеет первое отверстие на верхнем конце указанной внутренней кольцеобразной стенки, обеспечивающее сообщение между верхней частью и нижней частью секции разделительного резервуара.
Разделительный резервуар указанного вида известен из публикации νθ 02/41965, где внутренняя кольцеобразная стенка в единственной секции разделительного резервуара является цилиндрическим элементом, окруженным впускной направляющей лопастью. Публикация νθ 2007/049246 описывает разделительный резервуар также указанного вида, в котором внутренняя кольцеобразная стенка в единственной секции разделительного резервуара является коническим элементом, и описывается последовательное или параллельное соединение нескольких разделительных резервуаров. Публикация νθ 2007/049245 также описывает разделительный резервуар, в котором центральный гаситель турбулентности размещает в единственной секции разделительного резервуара и раскрывает последовательное или параллельное соединение нескольких разделительных резервуаров.
Разделительные резервуары используются для удаления небольших количеств нефти из основного потока воды. Основной поток воды обычно создается при добыче неочищенной нефти после первоначального отделения нефти от потока текучей среды, поступающей из устья скважины. Первоначальное отделение может осуществляться на одной или нескольких стадиях, и поток воды, отделенной от нефти, будет содержать небольшие количества нефти и газа, например 100 мг нефти на л воды (100 млн-1 нефти) или даже меньше нефти, например 50 мг нефти на л воды (50 млн-1 нефти). Хотя эти количества нефти могут казаться небольшими, из экологических соображений целесообразно их дополнительное уменьшение, до выпуска вод в подходящий приемник, такой как море, или в резервуар. Кроме того, для очистки воды перед ее выпуском разделительные резервуары обеспечивают особое преимущество, заключающееся в том, что извлеченная нефть может быть утилизирована. С учетом этого довольно высокая степень очистки может быть предпочтительной также в случаях, когда вода должна быть повторно инжектирована в пласт нефтяного месторождения.
Для достижения желательного низкого уровня содержания нефти и газа в выпускаемой воде необходимо обрабатывать воду на двух или более последовательных стадиях очистки, и для этого требуется несколько разделительных резервуаров. Отделенные объемы воды по отношению к объемам добытой нефти становятся больше по мере того, как нефтяное месторождение стареет, и в то же самое время ценность добычи нефти снижается вследствие уменьшенных ее количеств.
Целью настоящего изобретения является упрощение оборудования, используемого для очистки воды от добычи нефти, и, в частности, увеличение эффективности установки разделительного резервуара, используемого для очистки воды.
Для достижения этой цели вышеуказанный разделительный резервуар характеризуется в соответствии с данным изобретением тем, что данный разделительный резервуар содержит две или более секции разделительного резервуара, расположенные одна на другой, впускная труба соединена с впускным отверстием для текучей среды в первой из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара, второе выпускное отверстие в первой секции разделительного резервуара соединено с впускным отверстием для текучей среды во второй из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара, разделительный резервуар содержит по меньшей мере один узел регулирования давления для регулирования давления ниже по ходу потока от первых выпускных отверстий для нефти и газа таким образом, что во время функционирования разделительного резервуара давление в первых выпускных отверстиях ниже давления во вторых выпускных отверстиях.
Расположение секций разделительного резервуара одна на другой внутри внутренней оболочки стенки резервуара обеспечивает несколько преимуществ. Стенка внутренней оболочки может как отдельная часть функционировать в качестве внешней стенки отдельных секций разделительного резервуара, расположенных в центральной зоне внутри внутренней оболочки. Соединение второго выпускного отверстия первой секции разделительного резервуара непосредственно с впускным отверстием для текучей среды во второй секции разделительного резервуара, расположенной в непосредственном продолжении первой секции разделительного резервуара, обеспечивает наиболее короткие возможные связи и, соответственно, наиболее низкий перепад давления в разделительном резервуаре. Установка единственного разделительного резервуара в соответствии с данным изобретением проще, чем установка, в соответствии с известным уровнем техники, нескольких резервуаров, поскольку работы по сборке совместно двух или более секций разделительного резервуара выполняются на заводе, и разделительный резервуар поставляется к месту установки в виде единичного узла. Эта простота установки особенно важна на мор- 1 021167 ских нефтяных месторождениях, на которых установочные работы являются дорогими и на работы оказывают влияние погодные условия. Другим важным аспектом установки является небольшая требуемая площадь по сравнению с установкой в соответствии с известным уровнем техники нескольких отдельных разделительных резервуаров.
Впускная труба соединена с впускным отверстием для текучей среды в первой из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Секции разделительного резервуара внутри разделительного резервуара соединены, соответственно, последовательно, что делает возможным эффективное удаление нефти и газа из воды. Если более важна большая пропускная способность разделительного резервуара, тогда две или более секции разделительного резервуара внутри разделительного резервуара могут вместо этого быть соединены посредством параллельных путей потока с впускным отверстием в разделительном резервуаре и посредством других параллельных путей потока с выпускным отверстием для воды в разделительном резервуаре.
Ниже по ходу потока от выпускного отверстия для нефти и газа разделительного резервуара размещен по меньшей мере один узел регулирования давления для регулирования давления ниже по ходу потока, таким образом, что давление в выпускном отверстии для нефти и газа разделительного резервуара меньше давления в выпускном отверстии для воды в разделительном резервуаре. Когда разделительный резервуар находится в эксплуатации, уровень жидкости внутри отдельной секции разделительного резервуара поднимается и опускается пульсирующим образом относительно первого выпускного отверстия для нефти и газа, и когда давление в выпускном отверстии для нефти и газа разделительного резервуара ниже давления в выпускном отверстии для воды и предпочтительно по меньшей мере на 0,2 бар (20 кПа) ниже, более предпочтительно примерно на 0,4 бар (40 кПа) ниже, тогда амплитуда пульсирующего изменения уровня жидкости меньше, и в результате количество воды, вытекающей вместе с нефтью, уменьшается. Когда давление регулируется на стороне, ниже по ходу потока от разделительного резервуара, например, посредством регулирования давления ниже по ходу потока от резервуара для отходящего материала, давление регулируется для разделительного резервуара в целом в выпускном отверстии для нефти и газа разделительного резервуара, и отдельные секции разделительного резервуара имеют одинаковый уровень давления в их первых выпускных отверстиях. Когда один узел регулирования давления размещен на каждом из первых выпускных отверстий для нефти и газа, тогда давление может быть установлено индивидуальным образом для каждой из секций разделительного резервуара.
Предпочтительно первый путь возврата газа соединяет выпускное отверстие для газа в разделительном резервуаре со средством для инжекции газа во впускное отверстие для текучей среды по меньшей мере в одной из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара. Разделительный резервуар функционирует при сравнительно низком давлении, например давлении менее чем 7 бар изб. давл. (700 кПа изб. давл.) или даже менее чем 4 бар изб. давл. (400 кПа изб. давл.), и, поскольку это давление обычно много ниже давления в пласте нефтяного месторождения, из которого извлекается вода, и ниже давления на предшествующих стадиях разделения, растворенный газ будет высвобождаться из воды и будет подвергаться флотации в разделительном резервуаре. Во всяком случае, эффективность удаления нефти из воды может быть увеличена посредством добавления дополнительного газа к воде, и, когда газ, высвобожденный в разделительном резервуаре, рециркулируется во впускное отверстие для текучей среды, тогда не требуется подача дополнительного потока газа из внешнего источника.
Возможно эксплуатировать разделительный резервуар с единственным общим клапаном регулирования расхода или же оставлять расход изменяющимся без его регулирования, однако с целью оптимизации пропускной способности разделительного резервуара и для того, чтобы получать сравнительно большое количество нефти в потоке из первого выпускного отверстия, предпочтительно, чтобы отдельная секция разделительного резервуара имела клапан регулирования расхода для регулирования потока из первого выпускного отверстия секции разделительного резервуара. Индивидуальное задание расхода предусматривает отдельное регулирование соотношения между нефтью и газом в потоке через первое выпускное отверстие. Слишком большой расход может вызывать выходящий поток со слишком большим количеством газа и, соответственно, слишком малое количество нефти по отношению к газу в выходящем потоке. Слишком малый расход может вызывать снижение уровня жидкости в секции разделительного резервуара и, соответственно, затруднение протекания и пониженную пропускную способность секции разделительного резервуара.
В варианте осуществления трубопровод для выпуска воды из выпускного отверстия для воды в разделительном резервуаре имеет клапан регулирования давления для регулирования давления в указанном выпускном отверстии таким образом, чтобы оно было выше давления в трубопроводе для выпуска воды ниже по ходу потока от клапана регулирования давления. Эффект этого заключается в том, что в целом подходящее давление поддерживается внутри разделительного резервуара и, точнее, в секциях разделительного резервуара. Преимущество этого варианта осуществления заключается в том, что требуется лишь единственный клапан регулирования давления, регулирующий в совокупности перепад давления на всех секциях разделительного резервуара в разделительном резервуаре. Это, в частности, выгодно, когда секции разделительного резервуара в разделительном резервуаре соединены параллельно, однако это также может быть использовано, когда секции разделительного резервуара соединены последова- 2 021167 тельно.
В варианте осуществления отдельная секция разделительного резервуара имеет клапан регулирования давления для регулирования давления во втором выпускном отверстии секции резервуара таким образом, чтобы оно было выше давления, ниже по ходу потока от клапана регулирования давления. Индивидуальное регулирование секций разделительного резервуара предоставляет возможность более точного регулирования функционирования разделительного резервуара, поскольку регулирование перепада давления на отдельной секции разделительного резервуара является более точным, и, соответственно, улучшается регулирование скорости поступающей текучей среды.
Предпочтительно, в частности, когда секции разделительного резервуара в разделительном резервуаре соединены последовательно, поскольку это предоставляет возможность задания взаимно различных перепадов давления на секциях разделительного резервуара.
В другом варианте осуществления отдельная секция разделительного резервуара имеет узел регулирования давления для регулирования давления ниже по ходу потока от первого выпускного отверстия секции разделительного резервуара таким образом, чтобы давление было меньше давления во втором выпускном отверстии секции разделительного резервуара, и этот вариант осуществления предоставляет возможность отдельного задания давления в первом выпускном отверстии. Когда секции разделительного резервуара соединены последовательно, количество удаляемой нефти больше в первой секции разделительного резервуара, чем в последней секции разделительного резервуара, и, следовательно, давление в первом выпускном отверстии может быть задано наименьшим для последней секции разделительного резервуара.
В варианте осуществления отдельная секция разделительного резервуара имеет центральную трубу, проходящую из первого выпускного отверстия в верхней части секции разделительного резервуара ко второму выпускному отверстию в нижней части секции разделительного резервуара, при этом центральная труба блокирована барьером на пути потока между первым выпускным отверстием и вторым выпускным отверстием, и имеет направленный вверх конец, выступающий из секции разделительного резервуара, и направленный вниз конец, выступающий из секции разделительного резервуара. Центральная труба используется, соответственно, для протекания как нефти, так и газа через первое выпускное отверстие и для протекания воды через второе выпускное отверстие, и конструкция является, соответственно, очень компактной лишь с немногими отдельными частями. Кроме того, центральная труба также действует как в качестве гасителя турбулентности в центре секции разделительного резервуара, так и в качестве опоры для средства для гидродинамической стабилизации потока поблизости от второго выпускного отверстия и, возможно, также в качестве опоры для внутренней кольцеобразной стенки в секции разделительного резервуара.
Дальнейшее развитие этого варианта осуществления характеризуется тем, что в самой нижней секции разделительного резервуара в разделительном резервуаре направленный вниз конец центральной трубы проходит вниз через нижний конец разделительного резервуара и что в самой верхней секции разделительного резервуара в разделительном резервуаре направленный вверх конец центральной трубы проходит вверх через верхний конец разделительного резервуара, тогда как остальные удлиненные концы центральной трубы проходят в радиальном направлении из секций разделительного резервуара посредством изогнутых участков. Этот вариант осуществления уменьшает гидравлическое сопротивление разделительного резервуара.
В предпочтительном варианте осуществления первая из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара расположена наверху внутри кольцеобразной оболочки разделительного резервуара, а вторая из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара расположена вблизи и ниже первой секции разделительного резервуара. Эта конструкция минимизирует длину путей потока внутри разделительного резервуара.
Примеры вариантов осуществления данного изобретения описываются ниже более подробно со ссылками на иллюстративные и схематические чертежи, на которых изображено следущее:
фиг. 1 представляет собой иллюстрацию разделительного резервуара в соответствии с данным изобретением и сопутствующего резервуара для отходящего материала;
фиг. 2 представляет собой продольное сечение для первого варианта осуществления разделительного резервуара на фиг. 1;
фиг. 3 представляет собой иллюстрацию второго варианта осуществления разделительного резервуара на фиг. 1;
фиг. 4 представляет собой иллюстрацию третьего варианта осуществления разделительного резервуара на фиг. 1;
фиг. 5а и 5Ь представляют собой иллюстрации вида сбоку и вида сверху лопасти из секции разделительного резервуара в первом варианте осуществления, изображенном на фиг. 2.
Разделительный резервуар 1, показанный на фиг. 1, представляет собой многоступенчатый разделительный резервуар, содержащий две или более секции 2, 2' , расположенные одна на другой. В различных вариантах осуществления, описанных далее, используются одинаковые цифровые обозначения для одних и тех же частей конструкции. Две секции разделительного резервуара соединены последовательно,
- 3 021167
т.е. второе выпускное отверстие 9 для воды в секции 2 разделительного резервуара соединено с впускным отверстием 7 для текучей среды в секции 2' разделительного резервуара. Таким образом, вода, очищенная в секции 2 разделительного резервуара, очищается дополнительно в секции 2' разделительного резервуара. Разделительный резервуар может быть установлен в производственном оборудовании отдельно от действующей нефтяной скважины, например, в месте предварительной очистки технологической воды, обычно в месте над поверхностью воды, например, на платформе или на буровой вышке, или на береговом месте расположения. При применении на месте добычи нефти разделительный резервуар установлен, соответственно, ниже по ходу потока от противовыбросового превентора, расположенного на устье скважины.
Как проиллюстрировано на фиг. 2, разделительный резервуар, имеющий кольцеобразную оболочку 4, содержит цилиндрическую стенку из листовой стали и концевые днища и может быть принят в качестве сертифицированного сосуда высокого давления. Центральная зона внутри кольцеобразной оболочки 4 поддерживает секции разделительного резервуара, и с наружной стороны внешней поверхности кольцеобразной оболочки 4 расположены пути потока для текучих сред, перемещаемых в секции 2, 2' разделительного резервуара и из них.
Промежуточное дно 6 отделяет верхнюю, первую секцию 2 от нижней, второй секции 2' разделительного резервуара. Секции разделительного резервуара предпочтительно сконструированы аналогичным образом внутри разделительного резервуара, однако также возможно иметь секции разделительного резервуара разной конструкции внутри одного и того же разделительного резервуара. Секция разделительного резервуара имеет верхнюю часть и нижнюю часть, которые могут быть также названы верхним участком и нижним участком, и в соответствии с данным изобретением верхняя часть и нижняя часть секции разделительного резервуара должны пониматься как верхняя зона секции разделительного резервуара и нижняя зона секции разделительного резервуара. Секция разделительного резервуара в верхней части имеет впускное отверстие 7 для текучей среды и первое выпускное отверстие 8 в нижней части второго выпускного отверстия 9 и средство 10 для гидродинамической стабилизации потока поблизости от второго выпускного отверстия. Секция разделительного резервуара, кроме того, имеет внутреннюю кольцеобразную стенку 11, которая разделяет поток в верхней части секции на внешний вихревой поток, создаваемый с внешней стороны внутренней кольцеобразной стенки, и внутренний поток в центральной зоне внутри внутренней кольцеобразной стенки.
Внутренняя кольцеобразная стенка имеет на своем верхнем конце первое отверстие 12 и на своем нижнем конце второе отверстие 13, и это первое отверстие 12 и второе отверстие 13 обеспечивают возможность протекания текучей среды между верхней частью и нижней частью секции 2, 2' разделительного резервуара. Внешний вихревой поток существует в кольцеобразном пространстве между внутренней кольцеобразной стенкой и кольцеобразной оболочкой 4, и вблизи внутренней кольцеобразной стенки поток воды приводится дополнительно во вращательное движение с перемещением в нижнем направлении. На нижнем конце внутренней кольцеобразной стенки внутренняя часть потока может протекать с огибанием конца и вверх через второе отверстие 13, и этот восходящий поток может включать газовые пузырьки.
Впускное отверстие 7 для текучей среды в первой секции 2 разделительного резервуара на фиг. 1 расположено в тангенциальном направлении, так что оно подает входной поток в горизонтальном направлении вдоль внутренней стенки кольцеобразной оболочки с тем эффектом, что впускной поток создает вращение текучей среды внутри секции разделительного резервуара с образованием вихревого потока. Вращательное движение вызывает принудительное перемещение более легких компонентов, таких как капельки нефти и газовые пузырьки, в направлении к центру резервуара. Вследствие эффекта вращения и гравитационного эффекта нефть и газ в текучей среде склонны к концентрированию во внутренней в радиальном направлении части потока текучей среды, где нефть и газ имеют тенденцию к перемещению в направлении вверх, противоположно перемещению воды в нижнем направлении. Внутренняя кольцеобразная стенка способствует перемещению нефти и газа в направлении вверх различным образом. Когда поток текучей среды сталкивается с внутренней кольцеобразной стенкой, капли нефти и газовые пузырьки будут коалесцировать и становиться больше и, тем самым, приобретать увеличенную склонность к подъему вследствие более низкой плотности по сравнению с окружающей водой. Также, как описано выше, нижний конец внутренней кольцеобразной стенки предоставляет возможность газовым пузырькам и капелькам нефти, в особенности малым, протекать с огибанием данного конца и подниматься в центральной части после того, как они были увлечены в нижнем направлении потоком воды. Нефть и газ собираются на верхней поверхности потока текучей среды и выше.
Тангенциальный впускной поток может быть получен с использованием нескольких разных возможностей. Одной из возможностей является установка впускной трубы таким образом, что она проходит в тангенциальном направлении на входе в секцию разделительного резервуара. Другой возможностью является размещение отклоняющей пластины на впускном отверстии таким образом, что впускной поток направляется в тангенциальном направлении независимо от того, каким образом впускная труба проходит поблизости от впускного отверстия. Впускная труба может, например, проходить в радиальном направлении внутрь секции разделительного резервуара и иметь отклоняющую пластину, установлен- 4 021167 ную перед отверстием. В первом варианте осуществления на фиг. 2 впускная труба 14 проходит в радиальном направлении через кольцеобразную оболочку 4 таким образом, что впускное отверстие 7 для текучей среды обращено в тангенциальном направлении, посредством чего обеспечивается вращательное перемещение воды в резервуаре 1.
Первые выпускные отверстия 8 в секциях разделительного резервуара на фиг. 1 соединены с резервуаром 15 для отходящего материала посредством выпускных труб 16. Каждое первое выпускное отверстие 8 связано с клапаном 17 регулирования расхода. Если этот клапан закрыт во время функционирования, то связанная секция разделительного резервуара будет свободна от воды и будет заполнена газом. Если клапан 17 полностью открыт во время функционирования, то расход через первое выпускное отверстие будет большим, и содержание воды в потоке будет слишком высоким. Клапан 17 предпочтительно регулируется индивидуальным образом для секций разделительного резервуара и предпочтительно таким образом, что клапан 17, связанный с первой секцией 2 разделительного резервуара, открыт в большей степени, чем клапан 17, связанный со второй секцией 2' разделительного резервуара.
Нефть, газ и вода в резервуаре 15 для отходящего материала могут быть еще раз подвергнуты разделению, однако при этом содержание нефти является высоким, особенно в случае, когда клапаны 17 точно отрегулированы на минимизацию содержания воды, и рабочие условия являются стабильными. Нефть отводится посредством нефтепровода 18, имеющего узел регулирования давления в виде клапана 19 регулирования давления, который используется, чтобы регулировать давление в резервуаре для отходящего материала и, тем самым, также давление на первых выпускных отверстиях 8. В качестве альтернативы, узлом регулирования давления может быть клапан регулирования давления в выпускной трубе 16, и такой единственный клапан может находиться в обычном ответвлении выпускной трубы 16 или, в качестве альтернативы, отдельное ответвление выпускной трубы 16 может иметь клапан регулирования давления для индивидуального регулирования давления в первом выпускном отверстии каждой секции разделительного резервуара.
Газопровод 20 с насосом 21 может рециркулировать газ из резервуара для отходящего материала во впускную трубу 14. Насос 21 увеличивает давление газа таким образом, чтобы оно было выше давления во впускной трубе. Водопровод 22 с регулировочным клапаном 23 и насосом 24 для увеличения давления в воде может соединять выпускное отверстие для воды на резервуаре для отходящего материала с впускной трубой 14 или же водопровод 22 может быть, в качестве альтернативы, соединен с водостоком.
Второе выпускное отверстие 9 в первой секции 2 разделительного резервуара соединено с впускным отверстием 7 для текучей среды во второй секции 2' разделительного резервуара посредством промежуточной трубы 25. Ответвление 20' газопровода может подавать газ к воде в промежуточной трубе. Второе выпускное отверстие 9 во второй секции 2' разделительного резервуара соединено с трубопроводом 26 для выпуска воды, имеющим клапан 27 регулирования давления. Клапан регулирования давления регулирует перепад давления в разделительном резервуаре. В примере, проиллюстрированном на фиг. 1, перепады давления большие. Давление во впускной трубе 14 составляет 3,0 бар изб. давл. (300 кПа изб. давл.), и клапан 27 отрегулирован таким образом, что перепад давления от впускной трубы 14 к выпускному трубопроводу 26 составляет примерно 1,6 бар (160 кПа), и давление в первой секции 2 разделительного резервуара считается составляющим примерно 2,2 бар изб. давл. (220 кПа изб. давл.), а давление во второй секции разделительного резервуара - составляющим примерно 1,4 бар изб. давл. (140 кПа изб. давл.). Клапан 19 регулирования давления отрегулирован таким образом, что давление в резервуаре для отходящего материала составляет примерно 1,0 бар изб. давл. (100 кПа изб. давл.). В типичном случае, однако, перепад давления от впускной трубы 14 к выпускному трубопроводу 26 составляет примерно половину от указанной величины, а именно примерно 0,8 бар (80 кПа), давление подачи во впускную трубу 14 составляет примерно 1,8 бар изб. давл. (180 кПа изб. давл.), давление в первой секции 2 разделительного резервуара составляет примерно 1,3 бар изб. давл. (130 кПа изб. давл.), и давление во второй секции разделительного резервуара составляет 0,9 бар изб. давл. (90 кПа изб. давл.). Клапан 19 регулирования давления в данном случае отрегулирован таким образом, что давление в резервуаре для отходящего материала составляет примерно 0,5 бар изб. давл. (50 кПа изб. давл.). Является выгодным использование такого низкого давления, насколько это возможно, поскольку, когда давление понижено, газ, содержащийся в воде, будет испаряться в большей степени. Это будет, с одной стороны, предоставлять газовые пузырьки для применения в разделительном резервуаре, и, с другой стороны, вода освобождается от содержащегося газа и, тем самым, лучше очищается.
Разделительный резервуар 1 и резервуар 15 для отходящего материала совместно образуют систему очистки, в которой входящий поток загрязненной воды в виде смешанной текучей среды с содержанием воды по меньшей мере 96% и суммарным содержанием нефти и газа самое большее 4% подается во впускную трубу 14. В трубопровод 26 для выпуска воды передается почти чистая вода, например, вода с содержанием нефти и газа менее чем 0,001%. В нефтепровод 18 извлеченная нефть передается в состоянии, пригодном для добавления в трубопровод для добытой нефти.
В представленных ниже различных вариантах более подробно описываются фактические варианты осуществления секции разделительного резервуара. Естественно, возможно модифицировать варианты осуществления в пределах объема прилагаемой формулы изобретения, и части конструкции разных ва- 5 021167 риантов осуществления могут также быть включены в другие варианты осуществления в пределах объема формулы изобретения.
В первом варианте осуществления на фиг. 2 спиральная лопасть 28 расположена на впускном отверстии для текучей среды таким образом, что лопасть находится непосредственно под впускным отверстием и проходит вверх на внутренней стороне кольцеобразной оболочки 4 в направлении протекания поступающей текучей среды, так что обеспечивается протекание поступающей текучей среды в виде вихревого потока с постепенным перемещением в верхнем направлении. На виде в направлении вихревого вращения спиральная лопасть позиционирована при участке ее длины, проходящем перед впускным отверстием для текучей среды (или выше по ходу потока от него). Другими словами, спиральная направляющая лопасть проходит к обеим сторонам впускного отверстия для текучей среды. Длина спиральной лопасти определяется от конца 29 выше по ходу потока до конца 30 ниже по ходу потока. Часть длины, расположенная перед впускным отверстием, предпочтительно находится в интервале от 25 до 50% и более предпочтительно составляет примерно от 30 до 35% от общей длины спиральной лопасти. Эта часть спиральной лопасти функционирует таким образом, что захватывает часть потока воды, ниже по ходу потока, и направляет ее вверх, так что обеспечивается большее время пребывания воды в резервуаре при улучшенной возможности подъема газа и нефти к верхней поверхности потока.
Спиральная лопасть 28 показана более подробно на фиг. 5а и 5Ь. Спиральная лопасть может простираться в интервале от 180 до 450° вокруг внутреннего периметра кольцеобразной оболочки 4. Предпочтительно спиральная лопасть простирается менее чем на 360°, например, в интервале от 290 до 320° вокруг внутренней окружности. В проиллюстрированном варианте осуществления спиральная лопасть простирается на 306°. Это оставляет открытый сектор 31, например угловой сектор в 54°, между концами 29 и 30, и в этом свободном секторе вода свободно протекает вниз. Лопасть проходит спиральным образом вверх в направлении ниже по ходу потока, таким образом, что нижний по ходу потока конец 30 расположен на более высоком уровне, чем верхний по ходу потока конец 29, и эта разница по высоте й проиллюстрирована на фиг. 5а и может иметь величину в интервале, например, 20-50%, предпочтительно 30-40%, более предпочтительно примерно 35% от внутреннего диаметра внутренней кольцеобразной стенки 11. Когда вихревой поток воды с небольшим перемещением вверх проходит нижний по ходу потока конец 30, поток больше не направляется вверх спиральной лопастью и будет поворачиваться в направлении вниз в открытый сектор. Однако вращательное движение в потоке продолжается, и когда поток поворачивает вниз, он также перемещается в направлении верхнего по ходу потока конца 29, где часть потока будет принуждаться к протеканию на верхней стороне спиральной лопасти и, тем самым, снова к перемещению вверх в секции разделительного резервуара.
Внутренняя кольцеобразная стенка 11 проходит примерно от уровня конца 29 выше по ходу потока от спиральной лопасти и может в качестве примера иметь высоту, примерно в два раза превышающую вытягивание по высоте й спиральной лопасти. Внутренняя кольцеобразная стенка 11 является цилиндрической и ее внешний диаметр меньше внутреннего диаметра Όί спиральной лопасти, так что внутренняя кольцеобразная стенка 11 окружена кольцеобразным свободным пространством 32, через которое вода свободно протекает вниз. На скорость в нисходящем потоке воды влияет флотация, поскольку газовые пузырьки и нефть, для того чтобы подняться к верхней части секции, должны иметь более высокую скорость перемещения вверх по сравнению с водой, чем скорость воды в нижнем направлении. Поэтому спиральная лопасть имеет внутренний диаметр Όί больше, чем внешний диаметр Оет внутренней кольцеобразной стенки 11, и предпочтительно Όί находится в интервале от 1,2 до 1,6 Оет, более предпочтительно Όί находится в интервале от 1,3 до 1,45 Оет.
Кольцеобразная оболочка 4 имеет внутренний диаметр Ое. и соотношение Όε/Όί между Ое и внутренним диаметром Όί спиральной лопасти 28 находится, например, в интервале от 1,5 до 2, предпочтительно от 1,60 до 1,90. Наиболее предпочтительное соотношение составляет примерно 1,78. Соотношение Όε/Оет между Ое, внутренним диаметром кольцеобразной оболочки 4 и внешним диаметром Оет внутренней кольцеобразной стенки 11 находится между 2,35 и 2,85, предпочтительно от 2,40 до 2,70, наиболее предпочтительно составляет примерно 2,66.
Существуют довольно широкие пределы для соотношения Н/О между высотой и диаметром отдельной секции 2 разделительного резервуара, например, в интервале от 1 до 4, однако предпочтительно это соотношение Н/О составляет по меньшей мере 1,30, например, в интервале от 1,3 до 2,5, более предпочтительно в интервале от 1,3 до 1,8.
Тангенциальное впускное отверстие в сочетании с кольцеобразной стенкой резервуара и спиральной лопастью обеспечивает образование вихревого потока в верхней части резервуара и вихревого потока в нижней части резервуара. Предпочтительно, чтобы вихревой поток не образовывал вихрь в центре резервуара, которое свободно от жидкой смеси, что нежелательно, поскольку это приводит к уменьшению пропускной способности секции. Для предотвращения образования указанного вихря стержневой, вертикально проходящий гаситель вихря может быть установлен вдоль центральной линии секции разделительного резервуара. Это в принципе известно из публикации АО 2007/049245. В соответствии с данным изобретением и вариантом осуществления, проиллюстрированным на фиг. 2, трубы, ведущие к
- 6 021167 первому выпускному отверстию 8 и второму выпускному отверстию 9, взаимно соединены на протяжении длины центральной трубы 33. Барьер 34 на пути потока установлен внутри трубы, предпочтительно в месте непосредственно под первым выпускным отверстием 8, и он разделяет объем внутреннего пространства трубы на две части и предотвращает протекание текучей среды из одной части в другую и предоставляет возможность одной части находиться при ином давлении, чем другая часть. Выпускные отверстия сформированы в качестве проемов в боковой стороне трубы, и очищенная вода вытекает через второе выпускное отверстие 9, а газ и нефть вытекают через первое выпускное отверстие 8.
Второе выпускное отверстие 9 расположено в нижней части секции разделительного резервуара, а выпускное отверстие для нефти расположено в верхней части секции разделительного резервуара. Во второй секции 2' разделительного резервуара (в самой нижней секции в варианте осуществления на фиг. 2) направленный вниз конец 35 центральной трубы 33 проходит вниз через нижний конец 36 разделительного резервуара 1. В первой секции 2 разделительного резервуара направленный вверх конец 37 центральной трубы проходит вверх через верхний конец 40 разделительного резервуара. На промежуточном дне 6 центральная труба 33 во второй секции 2' разделительного резервуара имеет изогнутую на 90° часть и проходит в радиальном направлении из секции разделительного резервуара к клапану 17 регулирования расхода. На промежуточном дне 6 центральная труба 33 в первой секции 2 разделительного резервуара также имеет изогнутую на 90° часть и проходит в радиальном направлении из секции разделительного резервуара к промежуточной трубе 25. Центральная труба 33 также служит в качестве опоры для внутренней кольцеобразной стенки 11, которая установлена на центральной трубе посредством трех радиально проходящих распорок 38 или посредством двух групп из трех распорок, установленных, например, на верхнем конце и на нижнем конце внутренней кольцеобразной стенки 11. Средство 10 для гидродинамической стабилизации потока поблизости от второго выпускного отверстия 9 может иметь коническую форму (в виде китайской шляпы) и быть приваренным к центральной трубе 33. Объем внутри секции 2 или 2' в зоне выше конического средства 10 соединен с возможностью протекания текучей среды с зоной ниже конического средства 10 лишь через кольцеобразное пространство 39 между внешним краем конического средства 10 и внутренней поверхностью кольцеобразной оболочки 4. Нисходящий поток воды, таким образом, должен проходить через это кольцеобразное пространство для того, чтобы протекать ко второму выпускному отверстию 9. Вихревой поток в нижней части секции, соответственно, делается очень равномерным или существенным образом демпфируется, прежде чем вода выпускается через второе выпускное отверстие 9.
Давление в резервуаре Ρΐ поддерживается выше давления Ро в первой выпускной трубе 16, которая передает уловленные нефть, газ и, если это неизбежно, также воду. Предпочтительно разность давлений Ρΐ-Ρο составляет примерно 0,4 бар (40 кПа). Давление Ρΐ в резервуаре должно быть предпочтительно выше, чем давление Ρν в трубопроводе для выпуска воды ниже по ходу потока от клапана 27 регулирования давления, т.е. Ρΐ>Ρν, и более предпочтительно Ρΐ поддерживается примерно на 0,5 бар (50 кПа) выше, чем Ρ\ν. Как указано выше, разности давления могут в варианте осуществления регулироваться клапанами регулирования давления, связанными с разделительным резервуаром, однако в качестве альтернативы это могут быть узлы в технологических системах выше по ходу потока и ниже по ходу потока разделительного резервуара, которые устанавливают величины давления. Это, однако, делает корректное функционирование разделительного резервуара сильно зависящим от других систем.
Первое выпускное отверстие 8 в верхней части секции разделительного резервуара расположено на расстоянии от верха секции разделительного резервуара. Это позволяет газу накапливаться в самой верхней части секции. Когда газ заполняет объем выше первого выпускного отверстия 8, и уровень газа опускается до первого выпускного отверстия, тогда газ протекает в первое отверстие и через выпускную трубу 16. Газ, собранный в самой верхней части, обладает гораздо большей способностью к сжатию, чем текучие среды жидкость/газ, присутствующие в более низких частях секции, и собранный газ может, соответственно, действовать в качестве демпфера, поглощающего быстрые изменения давления во впускных отверстиях и выпускных отверстиях секции разделительного резервуара. Определенный объем газа требуется для того, чтобы достигнуть этого эффекта во время нормального функционирования, и поэтому предпочтительно, чтобы выпускное отверстие располагалось в интервале от 7 до 20% от диаметра Бе кольцеобразной оболочки 4 ниже верхнего конца секции разделительного резервуара и более предпочтительно в интервале от 10 до 15% от этого диаметра Бе. Газ поступает из смеси воды, нефти и газа, протекающей в секцию через впускную трубу 14. Внутри вихревого потока в секции газ действует таким образом, что собирает нефть, и посредством коалесценции размер газовых пузырьков увеличивается, что предоставляет возможность образования пузырьков такого большого размера, что они могут подниматься через поток воды и подвергаться флотации в самой верхней части секции. Вследствие общих условий внутри секции разделительного резервуара уровень жидкости в секции имеет тенденцию к колебаниям вверх и вниз, когда уровень давления газа уменьшается и увеличивается. Когда нефть концентрируется на поверхности жидкости, колебания предпочтительно так малы, что нефть в основном вытекает через первое выпускное отверстие 8.
При обычном функционировании накапливание газа происходит посредством аккумулирования га- 7 021167 за до тех пор, пока газ не заменит жидкую часть смеси в резервуаре до уровня непосредственно под первым выпускным отверстием. В этот момент газ и нефть будут выпускаться через второе выпускное отверстие и оставлять секцию разделительного резервуара. Уровень жидкой смеси будет повышаться до уровня выше выпускного отверстия для нефти и газа, и будет происходить новый цикл накапливания газа. Таким образом, нефть автоматически снимается с верха воды в секции разделительного резервуара. При обычном функционировании примерно 0,2-3% текучих сред, втекающих в секцию через впускное отверстие для текучей среды, вытекают через первое выпускное отверстие.
В предпочтительном варианте осуществления дополнительный газ инжектируется в текучую среду, протекающую во впускной трубе 14. Хотя вода будет обычно иметь некоторое количество газа, поступающего из резервуара, из которого была отведена вода, выгодной является подача дополнительного газа, который может быть смешан с текучей средой, посредством чего увеличивается способность к захватыванию частиц нефти внутри смешанной текучей среды. Газ, используемый для инжекции, может быть любым газом, подходящим для формирования пузырьков в текучей среде, например СО2, азотом или газом на базе углеводородов. Предпочтительно данный газ рециркулируется из процессов, используемых для отделения нефти и газа от воды. Такая рециркуляция может выполняться из отдельной секции разделительного резервуара посредством предоставления трубопровода 41 для рециркуляции газа, ведущего от самой верхней части объема внутри секции к впускной трубе 14. Впускная труба имеет узел 43 для добавления газа. Если данный узел является узлом типа инжектора, то он сам по себе способен отбирать газ из секции, и тогда лишь клапан 42 регулирования расхода требуется в трубопроводе 41. В качестве варианта в трубопроводе 41 может быть использован насос для увеличения давления газа, и затем газ может быть инжектирован через сопло, открытое в поток текучей среды во впускной трубе 14.
Количество добавляемого газа обычно находится в интервале от 0,02 до 0,2 станд. м3 на 1 м3 текучей среды. Предпочтительными являются величины в интервале от 0,05 до 0,18 станд. м3 на 1 м3 текучей среды, однако также могут быть использованы более высокие величины для количества добавляемого газа, например, количество вплоть до 0,3 станд. м3 на 1 м3 текучей среды. Станд. м3 представляет собой стандартные кубические метры газообразной среды. Станд. м3 стандартизован для морского месторождения (объем сухого газа при 15,6°С и при давлении 101,325 кПа).
Размеры секции разделительного резервуара обычно выбираются в соответствии с количествами воды, которые должны быть обработаны. При тестовом функционировании было найдено, что время пребывания в секции разделительного резервуара может быть предпочтительно выбрано от 5 до 60 с, более предпочтительно от 5 до 40 с и еще более предпочтительно от 8 до 35 с. Когда время пребывания задано и желательная пропускная способность известна, то может быть рассчитан требуемый объем для эффективной флотации, и расчет может быть основан на предположении, что секция разделительного резервуара с объемом для эффективной флотации 1 м3 и временем пребывания для жидкости 30 с имеет пропускную способность 120 м3 в ч. Если время пребывания уменьшено, тогда пропускная способность пропорционально увеличивается, или же объем пропорционально уменьшается. Если пропускная способность увеличена, а время пребывания поддерживается таким же, то объем должен быть пропорционально увеличен.
Газ предпочтительно диспергируется в текучей среде в виде очень маленьких пузырьков, например, посредством инжекции в текучую среду во впускном патрубке сопловым узлом, расположенным лишь на коротком расстоянии от впускного отверстия для того, чтобы избежать объединения маленьких газовых пузырьков с образованием газовых пузырьков большего размера перед введением в секцию разделительного резервуара. Инжекция газа предпочтительно выполняется во впускную трубу 14 на расстоянии не более чем от 5 до 40 см от впускного отверстия 7 для текучей среды. Сопло или сопла для инжекции могут в этом случае быть расположены в виде кольца, и впускная труба может иметь ограничитель потока, который вызывает турбулентность в потоке внутри трубы, для того чтобы улучшить смешивание газа с текучей средой.
Кольцеобразная оболочка 4 с ее нижним концом и верхним концом изготовлена в соответствии со стандартами американского национального института стандартов и рассчитана на давление, равное по меньшей мере 150 фунтам на кв. дюйм (1,034 МПа), так что она санкционирована для функционирования при максимальном давлении в интервале 17-20 бар (1,7-2,0 МПа), хотя обычно рабочее давление находится лишь в интервале 1-3 бар изб. давл. (100-300 кПа изб. давл.).
Когда секции разделительного резервуара соединены последовательно, как проиллюстрировано на фиг. 2, первая секция 2 разделительного резервуара принимает смесь воды, нефти и газа с содержанием, например, 800 частей на миллион примесей в форме нефти и газа, и в выпускном отверстии 9 из первой секции 2 вода очищена до содержания примесей примерно 90 частей на миллион. Вторая секция разделительного резервуара может затем дополнительно очищать воду, поступающую из первой секции разделительного резервуара, до содержания примесей примерно 9 частей на миллион. Эти величины являются лишь примерами, и могут быть получены многие другие величины, однако поток воды становится чище, когда он обрабатывается на нескольких стадиях. И многоступенчатый разделительный резервуар с отдельными секциями, установленными одна поверх другой, является решением для очистки воды, которое весьма эффективно и занимает лишь небольшую площадь.
- 8 021167
Секция разделительного резервуара может также быть сконструирована иным образом в пределах объема прилагаемой формулы изобретения. Один из примеров этого проиллюстрирован на фиг. 3, где разделительный резервуар реализован с тремя секциями для разделения, а именно первой секцией 2 разделительного резервуара, второй секцией 2' и третьей секцией 2''. Внутреннее пространство в отдельной секции разделительного резервуара по конструкции отличается от той, что описана по отношению к первому и второму вариантам осуществления. По отношению к трубопроводам, трубам, соединениям, клапанам, промежуточным днищам, впускным отверстиям, выпускным отверстиям, средствам для гидродинамической стабилизации потоков и т.д. ссылка делается на представленном выше описание первого и второго вариантов осуществления и их функционирования. Однако в отношении внутренней кольцеобразной стенки используется полностью отличающаяся конструкция, а именно конструкция, в которой внутренняя кольцеобразная стенка является конической с большим отверстием на нижнем конце и меньшим отверстием на верхнем конце, как описано в публикации \УО 2007/049246.
Также, в качестве альтернативы, возможна конструкция внутренней кольцеобразной стенки в секции разделительного резервуара с конусом, обращенным вниз, как раскрыто в публикации \УО 2007/049247, или внутренняя кольцеобразная стенка может быть сконструирована как двойная кольцеобразная стенка конической формы, как проиллюстрировано на фиг. 4, где фланцевая часть 45 в обоих конусах снабжена выпускным отверстием для нисходящего потока, и нижний кольцеобразный фланец 46 расположен под выпускным отверстием во фланцевой части нижнего конуса.
В варианте осуществления на фиг. 2 конец 29 выше по ходу потока от спиральной лопасти расположен на уровне, находящемся на небольшом расстоянии выше второго отверстия 13. В качестве альтернативы, внутренняя кольцеобразная стенка 11 может проходить дополнительно вниз по отношению к концу 29 выше по ходу потока, который будет в таком случае находиться на соответственно увеличенном расстоянии выше второго отверстия, или же конец выше по ходу потока может быть расположен на уровне, находящемся на небольшом расстоянии ниже второго отверстия 13.
Первое выпускное отверстие 8 в верхней части секции разделительного резервуара не обязательно должно быть отверстием на нижнем конце выпускной трубы, проходящей вверх, а может быть, вместо этого, отверстием на верхнем конце выпускной трубы, проходящей вниз и из секции резервуара на нижнем уровне, или же отверстием в выпускной трубе, проходящей радиально или вбок из секции резервуара.
Добавки, такие как флоккулянты, также могут быть добавлены к воде перед введением в секцию разделительного резервуара для того, чтобы повысить эффективность очистки.
Пример варианта осуществления описан ниже.
Пример
В проиллюстрированном варианте осуществления кольцеобразная оболочка имеет диаметр Эс=265 мм, спиральная лопасть имеет внутренний диаметр Όί=157 мм, внутренняя кольцеобразная стенка 11 имеет диаметр Пет=114 мм. Разделительный резервуар имеет две секции, сконструированные одинаковым образом, имеющие эти размеры и индивидуальную высоту 500 мм, и секции разделительного резервуара установлены одна поверх другой с промежуточной трубой 25, соединяющей второе выпускное отверстие первой секции с впускным отверстием для текучей среды второй секции. Впускное отверстие для текучей среды было расположено в середине секции разделительного резервуара. Высота внутренней кольцеобразной стенки 11 составляла 205 мм, и нижнее отверстие 13 находилось на уровне конца 29 спиральной лопасти, выше по ходу потока. Концентрация нефти в воде во впускном отверстии для текучей среды составляла от примерно 1050 до 1150 мг/л. После нескольких часов функционирования при рабочих параметрах получены довольно стабильные величины содержания нефти в воде в трубопроводе 26 для выпуска воды, примерно 2 мг/л.
Возможны изменения в описанных вариантах осуществления в пределах объема прилагаемой формулы изобретения, и части конструкции вариантов осуществления могут быть объединены в новые варианты осуществления. В частности, внутренняя кольцеобразная стенка может иметь другую конструкцию.

Claims (9)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды, содержащий, по существу, цилиндрический вертикальный резервуар, имеющий по меньшей мере две, первую и вторую, секции, расположенные одна над другой, при этом каждая секция имеет верхнюю часть и нижнюю часть, впускное отверстие для текучей среды, протекающей тангенциально в секцию разделительного резервуара, внутреннюю кольцеобразную стенку для отделения вихревого потока с внешней стороны внутренней кольцеобразной стенки от потока с внутренней стороны внутренней кольцеобразной стенки во время действия разделительного резервуара, по меньшей мере одно первое выпускное отверстие в верхней части секции разделительного резервуара и по меньшей мере одно второе выпускное отверстие в нижней части секции разделительного резервуара, причем внутренняя кольцеобразная стенка имеет первое отверстие на ее верхнем конце, обеспечивающее сообщение между верхней частью и нижней частью секции разделительного резервуара, и впускную трубу, соединенную с впускным отверстием для текучей среды в пер- 9 021167 вой секции разделительного резервуара, и второе выпускное отверстие в первой секции разделительного резервуара соединено с впускным отверстием для текучей среды во второй секции разделительного резервуара, причем разделительный резервуар содержит по меньшей мере один узел регулирования давления для регулирования давления ниже по ходу потока от первых выпускных отверстий для нефти и газа таким образом, что во время действия разделительного резервуара давление в первых выпускных отверстиях ниже давления во вторых выпускных отверстиях.
  2. 2. Разделительный резервуар по п.1, в котором первый путь возврата газа соединяет выпускное отверстие для газа в разделительном резервуаре со средством для инжекции газа во впускное отверстие для текучей среды по меньшей мере в одной из по меньшей мере двух секций разделительного резервуара.
  3. 3. Разделительный резервуар по п.1 или 2, в котором отдельная секция разделительного резервуара имеет клапан регулирования расхода для регулирования потока из первого выпускного отверстия секции разделительного резервуара.
  4. 4. Разделительный резервуар по любому из пп.1-3, в котором трубопровод для выпуска воды из выпускного отверстия для воды в разделительном резервуаре имеет клапан регулирования давления для регулирования давления в указанном отверстии таким образом, чтобы оно было выше давления в трубопроводе для выпуска воды ниже по ходу потока от клапана регулирования давления.
  5. 5. Разделительный резервуар по любому из пп.1-4, в котором отдельная секция разделительного резервуара имеет клапан регулирования давления для регулирования давления во втором выпускном отверстии секции резервуара таким образом, чтобы оно было выше давления ниже по ходу потока от клапана регулирования давления.
  6. 6. Разделительный резервуар по любому из пп.1-5, в котором отдельная секция разделительного резервуара имеет узел регулирования давления для регулирования давления ниже по ходу потока от первого выпускного отверстия секции разделительного резервуара таким образом, чтобы оно было ниже давления во втором выпускном отверстии секции разделительного резервуара.
  7. 7. Разделительный резервуар по любому из пп.1-6, в котором отдельная секция разделительного резервуара имеет центральную трубу, проходящую из первого выпускного отверстия в верхней части секции разделительного резервуара ко второму выпускному отверстию в нижней части секции разделительного резервуара, при этом центральная труба блокирована барьером на пути потока между первым выпускным отверстием и вторым выпускным отверстием и имеет направленный вверх конец, выступающий из секции разделительного резервуара, и направленный вниз конец, выступающий из секции разделительного резервуара.
  8. 8. Разделительный резервуар по п.7, в котором в самой нижней секции разделительного резервуара направленный вниз конец центральной трубы выступает вниз через нижний конец разделительного резервуара и в самой верхней секции разделительного резервуара направленный вверх конец центральной трубы выступает вверх через верхний конец разделительного резервуара, при этом остальные удлиненные концы центральной трубы проходят в радиальном направлении из секций разделительного резервуара посредством изогнутых участков.
  9. 9. Разделительный резервуар по любому из пп.1-8, который предназначен для установки ниже по ходу потока от противовыбросового превентора, расположенного на устье скважины.
EA201270027A 2009-06-17 2010-06-17 Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды EA021167B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP09163000A EP2263768A1 (en) 2009-06-17 2009-06-17 A separator tank for separating oil and gas from water
PCT/IB2010/001475 WO2010146453A1 (en) 2009-06-17 2010-06-17 A separator tank for separating oil and gas from water

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201270027A1 EA201270027A1 (ru) 2012-07-30
EA021167B1 true EA021167B1 (ru) 2015-04-30

Family

ID=41263712

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201270027A EA021167B1 (ru) 2009-06-17 2010-06-17 Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды

Country Status (9)

Country Link
US (1) US8734577B2 (ru)
EP (2) EP2263768A1 (ru)
KR (1) KR20120065991A (ru)
CN (1) CN102574029A (ru)
BR (1) BRPI1014020A2 (ru)
CA (1) CA2765796A1 (ru)
DK (1) DK2442882T3 (ru)
EA (1) EA021167B1 (ru)
WO (1) WO2010146453A1 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NO334291B1 (no) * 2012-01-19 2014-01-27 Ts Technology As Apparatur og fremgangsmåte for separasjon av hydrokarboner fra hydrokarbonholdig produsert vann
WO2015085023A1 (en) * 2013-12-04 2015-06-11 Schlumberger Canada Limited Compact flotation unit having multiple vanes disposed around a cylinder used for waste collection
NO20150044A1 (en) 2015-01-08 2016-07-11 Stauper Offshore As Hydrocarbon-water separator
WO2016162060A1 (en) * 2015-04-08 2016-10-13 Fmc Separation Systems, Bv Compact floatation unit
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
US10683741B2 (en) * 2017-05-16 2020-06-16 Nextstream Emulsifier Enhancer, Llc Surface-based separation assembly for use in separating fluid
NO344801B1 (en) 2019-09-06 2020-05-04 Stauper Offshore As A separation apparatus with insert
CN113617068A (zh) * 2021-09-08 2021-11-09 刘连明 一种用于石油输送管线中的气体分离器

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3738492A (en) * 1972-03-17 1973-06-12 Brunswick Corp Oil-water separator
US4673495A (en) * 1983-08-11 1987-06-16 Noel Carroll Enclosed cyclone separators
GB2190854A (en) * 1986-05-26 1987-12-02 Sasakura Eng Co Ltd Method and apparatus for separating oil and water
US5693225A (en) * 1996-10-02 1997-12-02 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
US20070277967A1 (en) * 2004-01-20 2007-12-06 Oserod Stein E Separation Of Crude Oil At The Well Head
US20080006588A1 (en) * 2006-07-10 2008-01-10 Petreco International Inc. Ultra compact cyclonic flotation system

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
NL278630A (ru) * 1961-05-19 1900-01-01
US3468421A (en) * 1967-07-03 1969-09-23 Midland Ross Corp Separator for immiscible liquids
SE379646B (ru) * 1971-10-30 1975-10-20 Howaldtswerke Deutsche Werft
US4452491A (en) * 1981-09-25 1984-06-05 Intercontinental Econergy Associates, Inc. Recovery of hydrocarbons from deep underground deposits of tar sands
US4790947A (en) * 1985-05-20 1988-12-13 Arnold Kenneth E Water treating in a vertical series coalescing flume
US4816146A (en) * 1988-04-21 1989-03-28 Schertler Harold D Water and oil mixture separator
GB9817071D0 (en) * 1997-11-04 1998-10-07 Bhr Group Ltd Cyclone separator
EP1208897A1 (en) 2000-11-21 2002-05-29 Epcon Norge AS Combined degassing and flotation tank
US20030062324A1 (en) * 2001-08-03 2003-04-03 Steel Tank Institute Oil - water separator
JP4091771B2 (ja) * 2002-02-08 2008-05-28 愛三工業株式会社 トラップ装置
EP1779911A1 (en) 2005-10-28 2007-05-02 M-I Epcon As A separator tank
EP1782870A1 (en) 2005-10-28 2007-05-09 M-I Epcon As A separator tank
CN201052422Y (zh) * 2007-06-15 2008-04-30 陈玉川 自动油水分离装置
CA2856071A1 (en) * 2011-09-14 2013-03-21 Michael Boyd Rotating flow control device for wellbore fluid control device

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3738492A (en) * 1972-03-17 1973-06-12 Brunswick Corp Oil-water separator
US4673495A (en) * 1983-08-11 1987-06-16 Noel Carroll Enclosed cyclone separators
GB2190854A (en) * 1986-05-26 1987-12-02 Sasakura Eng Co Ltd Method and apparatus for separating oil and water
US5693225A (en) * 1996-10-02 1997-12-02 Camco International Inc. Downhole fluid separation system
US20070277967A1 (en) * 2004-01-20 2007-12-06 Oserod Stein E Separation Of Crude Oil At The Well Head
US20080006588A1 (en) * 2006-07-10 2008-01-10 Petreco International Inc. Ultra compact cyclonic flotation system

Also Published As

Publication number Publication date
EA201270027A1 (ru) 2012-07-30
US20120125201A1 (en) 2012-05-24
EP2442882B1 (en) 2014-03-05
EP2263768A1 (en) 2010-12-22
DK2442882T3 (en) 2014-03-24
EP2442882A1 (en) 2012-04-25
WO2010146453A1 (en) 2010-12-23
KR20120065991A (ko) 2012-06-21
BRPI1014020A2 (pt) 2016-04-12
CA2765796A1 (en) 2010-12-23
CN102574029A (zh) 2012-07-11
US8734577B2 (en) 2014-05-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA021167B1 (ru) Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды
US8852330B2 (en) Separator tank for separating oil and gas from water
US8105421B2 (en) Well fluid separator tank for separation of fluid comprising water, oil and gas, use of such a tank, and a method for separating a well fluid including water, oil, and gas
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
SK286611B6 (sk) Kombinovaná odplyňovacia a flotačná nádrž a jej použitie
US20190224593A1 (en) Separation vessel with enhanced particulate removal
US8741032B2 (en) 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 AZ BY KZ KG MD TJ TM RU