FR2808455A1 - Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques - Google Patents
Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques Download PDFInfo
- Publication number
- FR2808455A1 FR2808455A1 FR0005665A FR0005665A FR2808455A1 FR 2808455 A1 FR2808455 A1 FR 2808455A1 FR 0005665 A FR0005665 A FR 0005665A FR 0005665 A FR0005665 A FR 0005665A FR 2808455 A1 FR2808455 A1 FR 2808455A1
- Authority
- FR
- France
- Prior art keywords
- separator
- separation
- effluent
- phase
- oil
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Granted
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 29
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 89
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 42
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims description 82
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 45
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims description 18
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 claims description 16
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 15
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 9
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 8
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 238000012958 reprocessing Methods 0.000 description 4
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000007596 consolidation process Methods 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010908 decantation Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000009877 rendering Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/005—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion by thermal diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
-
- 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
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/12—Auxiliary equipment particularly adapted for use with liquid-separating apparatus, e.g. control circuits
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0068—General arrangements, e.g. flowsheets
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
L'invention concerne une installation et un procédé pour la séparation d'un effluent, formé d'un mélange fluide multiphasique. Selon l'invention, ladite installation comporte un moyen de séparation par gravité dont les caractéristiques géométriques de séparation sont réglables au cours de ladite opération de séparation. Selon l'invention, ledit procédé permet de régler les caractéristiques géométriques de séparation du séparateur en fonction de l'évolution de la composition multiphasique de l'effluent dans le temps.
Description
INSTALLATION ET PROCEDE POUR LA SEPARATION
D'EFFLUENTS MULTIPHASIQUES
L'invention se rapporte à une installation et à un procédé pour la séparation d'effluents multiphasiques. Une application privilégiée de l'invention concerne la séparation d'un effluent issu de forages pétroliers, ledit effluent comprenant typiquement trois phases: une phase aqueuse, et des phases
d'hydrocarbures liquides et gazeuses.
Après le forage et la mise en sécurité d'un puits d'hydrocarbures, on met le puits en production pendant une période relativement brève afin d'identifier clairement la nature et l'importance de ses composants et d'estimer les capacités éventuelles de production du puits. Ces tests communément appelés well testing - font appel à des moyens de séparation des différentes phases de l'effluent (eau, huile et gaz). Les différentes phases étant de densités différentes, la séparation est effectuée en continu dans un séparateur dans lequel les phases décantent. En aval du séparateur, la phase aqueuse est rejetée, après une éventuelle purification complémentaire et les hydrocarbures
sont brûlés.
Au départ de l'étape de tests (communément appelés testing) a lieu une étape de transition o la composition de l'effluent varie énormément. En effet, dans la mesure o le puits est au départ essentiellement encombré de résidus aqueux de fluide de forage et de fluide de complétion, on recueille un effluent essentiellement constitué d'eau. Puis, progressivement, le pourcentage de ces résidus aqueux diminue et la composition de l'effluent s'enrichit en huile et
en gaz.
Les séparateurs selon l'état de la technique étant dimensionnés pour traiter des effluents dont la répartition des phases reste sensiblement stable dans le temps, on ne peut diriger vers eux l'effluent lors de la phase de transition. On cherche donc principalement à se débarrasser de l'effluent qui sort en premier
du puits.
Pour cela, on connaît une première solution qui consiste à diriger directement l'effluent vers des brûleurs, sans aucune étape de séparation. Cependant, les brûleurs connus dans l'état de la technique ne fonctionnent efficacement que pour un mélange constitué au moins de 70 à 80% d'hydrocarbures. De ce fait, lorsqu'on dirige directement l'effluent vers ces brûleurs, on engendre une pollution de l'environnement relativement importante, du fait des hydrocarbures non consumés. Cette solution, qui pose de graves problèmes
de pollution, n'est donc pas acceptable.
Une autre solution connue consiste à récupérer cet effluent et à le stocker provisoirement dans des conteneurs, jusqu'à ce que la phase d'huile qu'il contient se sépare de la phase aqueuse et surnage dans lesdits conteneurs. On récupère alors la phase d'huile et on la dirige vers les brûleurs tandis qu'on élimine la phase aqueuse ainsi nettoyée. Bien que ce procédé engendre moins de risques pour l'environnement, il requiert la mise en place sur le site de séparateurs, ainsi que de conduites supplémentaires, équipements coûteux et
volumineux.
Une dernière méthode consiste à construire une installation indépendante pour traiter l'effluent lorsque sa composition multiphasique est instable. Cette méthode est écologiquement très satisfaisante mais multiplie les problèmes liés au coût et à l'espace occupé par les installations de traitement. Les
problèmes logistiques sont alors particulièrement nombreux.
L'invention vise à résoudre le problème de pollution lié à l'élimination de l'effluent tant que sa composition multiphasique varie dans le temps, tout en
évitant de recueillir des déchets qui devront être traités ultérieurement.
Dans ce but, l'invention propose une installation pour la séparation d'un effluent formé d'un mélange fluide multiphasique, ladite installation comportant un moyen de séparation par gravité dont les caractéristiques géométriques de séparation sont réglables au cours de ladite opération de séparation. Le réglage des caractéristiques de séparation au cours de l'opération de séparation permet de traiter un effluent dont la répartition des phases n'est pas constante dans le temps. De ce fait, dans l'application à un effluent issu de forages pétroliers, l'installation de séparation selon l'invention permet le traitement dudit effluent pendant toute la période de tests, y compris pendant la période de transition, o la répartition entre les trois phases, eau, huile et
gaz, n'est pas stabilisée.
Il est donc possible de diriger l'effluent vers le séparateur, quelles que soient les fluctuations de la répartition volumique de ces phases en fonction du temps. On envoie donc vers les brûleurs un mélange dont la composition en hydrocarbures permet un brûlage sans rejets nocifs pour l'environnement et
on récupère, sans installation complémentaire, une phase aqueuse nettoyée.
L'installation de séparation selon l'invention permet donc de préserver l'environnement sans recueillir de déchets à traiter par une installation annexe. C'est également un des buts de l'invention de proposer un procédé pour la séparation par gravité d'un effluent formé d'un mélange fluide multiphasique, caractérisé par le fait qu'on règle les caractéristiques géométriques de séparation du séparateur en fonction de l'évolution de la composition
multiphasique de l'effluent dans le temps.
Le procédé selon l'invention permet ainsi de traiter, sans engendrer de pollution ni de surcoût, un effluent multiphasique dont la composition n'est pas stable dans le temps. Ce procédé permet en particulier un traitement en continu, sans opérations annexes, de l'effluent issu d'un puits de forage pétrolier. Selon un exemple de réalisation avantageux de l'invention, le procédé permet de privilégier alternativement les phases de l'effluent, prises séparément ou
en combinaison.
Ceci permet d'intervenir sur les caractéristiques de la séparation afin de privilégier les temps de rétention d'une phase en particulier, selon qu'on souhaite obtenir un niveau de pureté plus important sur l'une ou l'autre des phases. Ceci est particulièrement intéressant si on veut obtenir une eau très propre, de telle sorte que l'on puisse, par exemple, rejeter directement cette
dernière sans polluer l'environnement.
L'invention sera bien comprise à la lecture de la description ci-après, faite en
référence aux dessins annexés. La liste des dessins est la suivante: - la figure 1 est une vue schématique d'une installation de séparation selon l'état de la technique; - la figure 2 est une vue schématique d'une installation de séparation selon un exemple de réalisation conforme à l'invention; - la figure 3 est une vue d'un séparateur selon un exemple de réalisation d'une installation conforme à l'invention; - la figure 4 est une vue d'un séparateur selon un autre exemple de réalisation d'une installation conforme à l'invention; - la figure 5 est un séparateur selon un autre exemple de réalisation d'une installation conforme à l'invention; - la figure 6 illustre schématiquement le principe de régulation du procédé de
séparation conforme à l'invention.
La figure 1 représente de façon schématique une installation de séparation connue selon l'état de la technique. Elle se compose d'un séparateur de solides 1, suivi d'un détendeur 2, d'un échangeur de chaleur 3 puis d'un
séparateur 4. En sortie du séparateur 4 se trouvent des brûleurs 5 et 13.
Le séparateur de solides 1 permet d'éliminer les particules solides en suspension dans l'effluent issu du forage. Après le passage dans ce séparateur de solides 1, l'effluent est dirigé vers le détendeur 2 qui permet de diminuer la pression de l'effluent tandis que l'échangeur de chaleur 3 est destiné à réchauffer ledit effluent dont la viscosité a pu augmenter, après la perte de
calories engendrée par la détente.
L'effluent est ensuite dirigé vers un séparateur 4, ayant sensiblement la forme d'une citerne cylindrique, dont les capacités usuelles sont de l'ordre de 4 m3,
taille compatible avec un transport des séparateurs de chantiers en chantiers.
Le principe de séparation du séparateur 4 repose sur une décantation par gravité des différentes phases de l'effluent. Selon un principe connu, à l'intérieur du séparateur 4 se trouve une plaque 6 de séparation. Cette plaque 6 délimite un premier compartiment pour l'eau et un second compartiment alimenté par débordement de la phase d'huile, moins dense, et qui surnage au-dessus de la phase aqueuse. Dans les séparateurs communs, cette plaque 6 de séparation se situe à environ 70 % de la longueur du séparateur 4 et
s'étend sur sensiblement 30 à 35 % de la hauteur de ce dernier.
Les phases huile et eau sont récupérées respectivement par des conduites d'évacuation 7 et 8, placées en fond de séparateur. L'eau peut être dirigée par la conduite 8 vers une unité de retraitement 9. L'huile alimente un brûleur basse pression 5 et les gaz sont acheminés, depuis le séparateur 4, par une
conduite 11 vers un brûleur haute pression 13.
Au début de l'opération de tests, alors que le forage et la consolidation du puits viennent d'être achevés, les résidus de fluide de forage et de fluide de complétion qui encombrent le puits sortent en premier, avant le contenu de la poche d'hydrocarbures elle-même. La composition de l'effluent n'est donc
6 2808455
absolument pas représentative des fluides de formation et de plus, les proportions des différentes phases vont varier considérablement sur un temps
assez court.
La taille des séparateurs est nécessairement limitée car cet équipement doit être transporté de chantiers en chantiers. Compte tenu des volumes d'effluents produits (de l'ordre de 2000 m3 par jour), cette taille réduite implique un temps de séjour des effluents relativement bref, typiquement de l'ordre de la minute. Cependant, pour obtenir une séparation correcte, il est nécessaire que le volume du séparateur dédié à la phase huile permette un
temps de rétention supérieur.
Or, pendant la phase initiale de l'opération de tests, les rapports eauhuile sont inversés. Si l'on augmente fortement le soutirage d'eau pour compenser ce rapport, on diminue fortement l'efficacité du séparateur, l'eau récupérée étant alors très largement souillée par l'huile. Si par contre on maintient ce soutirage constant, le niveau d'eau va déborder audessus de la plaque de séparation et la phase "huile " contiendra en fait une quantité très importante d'eau, ce qui la rend impropre à une élimination par brûlage, les brûleurs conventionnels ne consumant qu'une partie des hydrocarbures s'ils sont alimentés avec un fluide dont la teneur en eau est supérieure à 30%. Le
problème est le même, voire encore plus critique, si on décide de court-
circuiter le séparateur par les lignes de by-pass huile 7a ou gaz 1 a.
Cette installation de séparation selon l'état de la technique engendre donc une pollution importante de l'environnement, sauf à récupérer tous les effluents pour un retraitement hors chantiers, ce qui pose de nouveaux problèmes de sécurité et de logistique, notamment liés au transbordement des effluents et à
l'évidence est très onéreux.
L'installation selon l'invention, pour la séparation d'un effluent formé d'un mélange fluide multiphasique, comporte un moyen de séparation par gravité dont les caractéristiques géométriques de séparation sont réglables au cours
de ladite opération de séparation.
La figure 2 représente une installation de séparation selon un exemple de réalisation conforme à l'invention. Cette installation reprend les mêmes éléments que ceux précédemment décrits dans l'état de la technique mais ne
possède plus de vannes by-pass à l'entrée du séparateur 4.
Un capteur de turbidité est placé sur la conduite d'évacuation 8 de la phase aqueuse, tandis qu'un capteur sur la conduite d'évacuation 7 permet de
déterminer le pourcentage d'eau dans l'huile sortant du séparateur 4.
La figure 3 représente un exemple de réalisation d'un séparateur 4 selon une installation de séparation conforme à l'invention. Ce séparateur 4 est du type à décantation des phases par gravité. A titre d'exemple, ce séparateur 4 possède une forme sensiblement cylindrique, de la taille d'une citerne
destinée à être transportée par camion.
Le séparateur 4 peut traiter un effluent dont les caractéristiques sont les suivantes: - au début de la phase de transition, l'effluent se compose de très peu d'hydrocarbures gazeux. La majeure partie du séparateur doit donc être dédiée à la séparation de la phase liquide- liquide, tandis que la place laissée à la phase gazeuse peut être minime. De plus, la majeure partie de la phase liquide-liquide est elle-même composée essentiellement d'eau, très peu
d'huile surnagera donc sur ladite phase.
- à la fin de la phase de transition et pendant la phase de séparation, l'effluent se compose majoritairement d'huile et de gaz. Par contre, le pourcentage d'eau dans l'effluent a considérablement diminué. Il faut donc prévoir dans le séparateur un maximum de place pour la phase d'huile puis
pour la phase de gaz.
Le séparateur selon l'installation de séparation conforme à l'invention permet de répondre à ces exigences. En effet, les caractéristiques géométriques de séparation du séparateur 4 sont réglables en fonction de la composition de l'effluent. Ainsi, quelle que soit l'évolution de la répartition volumique des différentes phases de l'effluent en fonction du temps, le séparateur s'adapte continuellement à ladite répartition afin de séparer, par différences de
densités, lesdites phases.
Des exemples de réalisation d'un séparateur conforme à l'invention sont représentés aux figures 3 à 5. La figure 3 représente un exemple de séparateur 4 muni d'une plaque de séparation 6 dont la hauteur est réglable en fonction de la composition de l'effluent. Cette plaque de séparation 6 se compose d'un support 6a et de différentes plaquettes télescopiques 6b, se déployant
verticalement vers le haut du séparateur 4.
Les plaquettes 6b peuvent donc se déployer graduellement de manière à former une plaque de séparation à hauteur variable. La séparation se fait, comme connu selon l'état de la technique, par débordement de la phase d'huile au-dessus de la plaque de séparation 6. De ce fait, plus on déploie la plaque de séparation télescopique, plus on autorise un haut niveau d'eau et un
temps de rétention important de l'effluent dans le séparateur.
Une conduite 8 d'évacuation de la phase aqueuse se situe en amont de la plaque de séparation télescopique. Une conduite de récupération 4a, liée à
ladite conduite d'évacuation 8 se trouve en partie basse du séparateur.
Ensuite, la phase aqueuse est éventuellement dirigée vers une installation de
retraitement de l'eau connue en soi.
Une conduite d'évacuation de l'huile 7 se situe en aval, de l'autre côté de la plaque de séparation télescopique 6. Une conduite de récupération 4b des hydrocarbures, liée à la conduite d'évacuation 7, se situe également en partie
basse du séparateur 4.
Hormis le réglage de la plaque de séparation, on peut également régler le débit d'eau envoyé vers la conduite d'évacuation 8 de telle sorte que le niveau des phases liquides n'excède pas la hauteur de la plaque télescopique de séparation 6. De même, on peut réguler le débit d'huile envoyé vers le brûleur 5 de telle sorte qu'à l'intérieur du séparateur ladite huile puisse toujours s'écouler par débordement au-dessus de la plaque télescopique de
séparation 6.
Typiquement, au début de la phase de transition, le pourcentage d'eau étant particulièrement élevé dans l'effluent, la plaque de séparation sera à sa hauteur maximale. Cette caractéristique géométrique du séparateur, et la régulation du débit d'eau vers l'installation de traitement, assurera un temps maximal de rétention de l'eau et donc une séparation de la phase aqueuse et
de la phase d'huile particulièrement efficace.
Par la suite, le pourcentage d'eau diminue dans l'effluent tandis que le pourcentage d'huile augmente. On réduira alors progressivement la capacité du compartiment réservé à l'eau, c'est-à-dire la hauteur de la plaque
télescopique de séparation 6.
La figure 4 représente un autre exemple de séparateur selon une installation de séparation conforme à l'invention. Selon cet exemple de réalisation, la phase aqueuse comme la phase d'huile peuvent s'étendre sur toute la longueur du séparateur 4. Cette solution permet d'accroître la capacité de
rétention d'eau du séparateur 4.
La conduite de récupération 4a de la phase aqueuse se situe en partie basse du séparateur 4, sensiblement à l'extrémité opposée au conduit d'admission de l'effluent à l'intérieur dudit séparateur. De cette manière; cette conduite de récupération 4a, se situe dans une zone o la séparation entre les deux phases liquides de l'effluent est optimale. Afin d'éviter tout phénomène de turbulences, ce qui gênerait la séparation des phases liquides, une chicane 4c, à titre d'exemple, est placée juste au-dessus de la conduite de récupération 4a de l'eau. La conduite 7 d'évacuation de la phase d'huile se trouve également en partie basse du séparateur 4. Une conduite de récupération 4b est liée à cette conduite 7 d'évacuation. Cette conduite de récupération 4b se compose d'un û tube télescopique comportant des cylindres coaxiaux capables de s'étendre progressivement les uns au-dessus des autres, verticalement du haut vers le bas, à l'intérieur du séparateur 4. La conduite de récupération 4b se termine par une bouche d'aspiration 15, placée sensiblement au milieu de la phase d'huile. La figure 5 représente un exemple préféré de réalisation d'un séparateur selon
une installation de séparation conforme à l'invention.
Dans cet exemple de réalisation, la conduite de récupération 4b de la phase d'huile est un soufflet de forme sensiblement cylindrique, en matériaux souples tels des matériaux plastiques. Pour des questions d'encombrement liées à la matière du soufflet 4b dans l'exemple de réalisation décrit, ce dernier peut s'étendre entre 30% de la hauteur du séparateur 4, tandis qu'une fois totalement détendu, il possède une hauteur représentant sensiblement 65% de la hauteur dudit séparateur 4. En partie terminale du soufflet 4b se
situe une bouche d'aspiration 15.
L'utilisation d'un soufflet souple présente de nombreux avantages: c'est un système léger et peu onéreux et qui de plus ne pose pas les problèmes
d'étanchéité et de coulissement d'un système de déploiement télescopique.
On prévoira avantageusement un dispositif de guidage, constitué par exemple
de quatre tuteurs.
l 2808455 La conduite de récupération 4b est actionnée par tout type de dispositifs
connus de cet art, notamment pneumatiques, électriques ou hydrauliques.
Le séparateur 4 décrit dans cet exemple préféré de réalisation mais aussi dans les exemples de réalisation précédents, ainsi qu'une boucle de régulation de la hauteur du soufflet (ou des moyens télescopiques selon les autres exemples), et la régulation des débits de la phase aqueuse et de la phase d'huile en sortie de séparateur, permettent d'adapter l'installation de
séparation à toute composition de l'effluent tout au long de la phase de tests.
En effet, quel que soit le ratio triphasique de cet effluent, le réglage des caractéristiques géométriques telles la hauteur de la plaque de séparation ou la hauteur de la conduite de récupération 4b, permet le traitement efficace de
l'effluent par le séparateur.
De plus, en ne changeant pas de manière fondamentale les pièces constitutives d'une installation de séparation connue dans l'état de la technique, l'installation de séparation selon l'invention est particulièrement
économique et facilement réalisable.
Enfin, la régulation de la hauteur de la prise d'huile (ou de débordement) permet également de faire varier les temps de rétention de l'effluent dans le séparateur et donc d'optimiser ces derniers pour assurer en sortie de l'installation de séparation une eau quasi pure et une consommation totale des
hydrocarbures par les torches.
Comme précédemment indiqué, la régulation du positionnement des plaquettes de séparation, de la conduite de récupération 4b, comme l'ajustement des débits d'eau et d'huile envoyés vers les conduites d'évacuation 7 et 8 sont asservis à une boucle de régulation dont le principe
sera exposé en référence à la figure 6.
Dans la mesure o l'installation de séparation selon l'invention permet de régler les caractéristiques géométriques de la séparation tout au long du déroulement de cette dernière, la hauteur de la plaque de séparation ou de la conduite de récupération de l'huile 4b s'adapte aux changements de composition de l'effluent entrant dans le séparateur. Une méthode de régulation automatique est donc mise en place, sur la base de données
collectées à l'entrée et à la sortie du séparateur.
Le principe de cette méthode de régulation repose sur les points suivants: - un volume minimal du séparateur doit être alloué à chaque phase afin
d'obtenir un temps de rétention efficace pour chacune d'elles.
- la somme de la hauteur de chacune des phases est forcément
inférieure ou égale à la hauteur totale du séparateur.
L'optimisation du procédé de séparation consiste donc à trouver la répartition optimale entre chaque phase, quelle que soit la proportion desdites phases dans l'effluent en sortie de puits, afin de remplir la totalité de la hauteur du séparateur, tout en assurant un temps de rétention suffisant pour que la
séparation des phases de l'effluent soit la plus efficace.
L'attribution des volumes dans le séparateur 4 est déterminée par l'importance donnée à l'une ou l'autre des phases mais également par les
débits de ces dernières.
Cette attribution peut se faire de différentes manières: - on peut décider de donner à chaque phase une importance égale et le
volume du séparateur est également réparti entre les trois phases.
- on peut également intervenir sur le procédé afin de favoriser l'une ou l'autre
des phases.
- on peut enfin déterminer automatiquement les volumes des phases à partir de paramètres en sortie de séparateur comme la proportion d'eau dans l'huile
et la proportion d'huile dans l'eau.
On initialise l'attribution de la proportion du séparateur 4 alloué à chaque phase. Une boucle de vérification de la hauteur globale de la phase liquide ainsi que de la hauteur de l'interface entre les deux phases d'eau et d'huile, permet d'ajuster en permanence ces niveaux mais aussi de connaître
précisément leurs positions dans le séparateur.
A partir de ces données, on règle de manière optimale la position de la
conduite de récupération 4b de l'huile.
Comme représenté à la figure 6, il faut à un gaz une certaine section de passage pour éliminer les particules liquides en suspension, avant d'atteindre la conduite d'évacuation des gaz. Cet espace minimal détermine l'espace
maximal que peuvent occuper les phases liquides, espace qui sera noté Lmax.
Une première boucle de calcul permet de déterminer la valeur de Lmax. Cette boucle prend en compte les dimensions du séparateur, la pression régnant
dans ce dernier et le débit de la phase gazeuse en sortie de séparateur.
Les temps de rétention des liquides sont fixés par défaut pour l'eau et l'huile.
Une seconde boucle de calcul détermine la hauteur d'eau minimale correspondant à deux minutes de rétention- hauteur qui est notée Imin. Cette boucle de calcul prend en compte le débit d'eau en sortie de séparateur, le
temps de rétention de l'eau et les dimensions du séparateur.
La boucle de calcul compare alors le niveau Imin obtenu avec un niveau Imin de référence, préalablement introduit. Dans le cas o le Imin calculé serait inférieur au Imin de référence, on garde la valeur du Imin de référence. Dans le cas contraire, on garde la valeur du Imin calculé. Dans cet exemple de réalisation, pour des questions pratiques de dimensionnement, on a choisi un Imin de référence représentant environ 10% de la hauteur totale du séparateur. Une troisième boucle de calcul détermine la hauteur d'huile minimale correspondant au temps de rétention donné par défaut - hauteur qui est notée OLmin. Cette boucle de calcul prend en compte le débit d'huile en sortie de
séparateur, le temps de rétention de l'huile et les dimensions du séparateur.
La boucle de calcul compare alors le niveau OLmin obtenu avec un niveau OLmin de référence, préalablement introduit. Dans le cas o le OLmin calculé serait inférieur au OLmin de référence, on garde la valeur du OLmin
de référence. Dans le cas contraire, on garde la valeur du OLmin calculé.
Dans cet exemple de réalisation, pour les mêmes raisons que précédemment, on a choisi un OLmin de référence représentant 10% de la hauteur totale du séparateur. En toute logique, le séparateur triphasique doit donc vérifier l'équation déterminant son enveloppe opérationnelle: Imin + OLmin < Lmax L'espace libre est attribué dans le séparateur entre une, deux ou trois phases, en fonction de la nature de l'effluent et de la priorité que l'on veut donner
dans la séparation.
Une première orientation consiste à privilégier isolément l'une ou l'autre des phases de l'effluent: Dans les cas o on souhaite privilégier la phase aqueuse, la totalité de l'espace libre dans le séparateur est alloué à l'eau. Dans ce cas, on augmente le temps de rétention de l'eau. Les données dans le séparateur sont alors les suivantes:
Isp étant le niveau de l'interface entre les deux phases liquides: Isp = Lmax -
Olmin. Dans ce cas, le niveau des phases liquides (Lsp) est: Lsp = Lmax De la même manière, si l'on donne la priorité à la phase d'huile, on maximise
le temps de rétention de la phase d'huile, sans interférer sur les autres phases.
Dans ce cas, Isp = Imin et Lsp = Lmax s Enfin, si on privilégie la phase gazeuse, les points de fonctionnement sont les
suivants: Isp = Imin et Lsp = Imin + Olmin.
Dans un autre cas de figure, on peut privilégier simultanément les phases liquides d'eau et d'huile. L'espace disponible est alors réparti entre les deux phases, en maintenant les caractéristiques des deux phases en terme de temps de rétention et de débit en sortie de séparateur. La hauteur de l'interface entre les deux phases sera donc calculée en fonction de ces caractéristiques de fonctionnement. Dans un autre cas o on choisit de privilégier les phases d'huile et de gaz, l'espace disponible dans le séparateur est réparti de manière égale entre les deux phases. Il en sera de même si on privilégie la phase d'eau et la phase d'huile. Finalement, dans les cas o aucune des phases n'est particulièrement privilégiée, un tiers de l'espace encore disponible dans le séparateur est alloué à la phase gazeuse tandis que le restant est attribué aux deux phases liquides. Après détermination des points de fonctionnement dans le séparateur, le procédé de séparation conforme à l'invention est régulé par la prise en compte des mesures effectuées par le capteur de turbidité sur la conduite d'évacuation d'eau et le détecteur d'eau sur la conduite d'évacuation
d'huile.
D'après ces mesures, trois coefficients sont affectés aux phases d'eau, d'huile et de gaz. Ces coefficients servent à pondérer les calculs de la hauteur du niveau de liquides dans le séparateur et de la hauteur de l'interface entre les
deux phases liquides.
Le procédé de régulation de l'installation conforme à l'invention va, à partir de ces données, régler les caractéristiques géométriques du séparateur, i.e.; la hauteur de la plaque de séparation ou le positionnement de la bouche d'aspiration. Cet algorithme part des valeurs de Isp et Lsp précédemment calculées. Ensuite, l'algorithme va positionner la bouche d'aspiration (ou de la plaque de séparation) au centre des deux valeurs Isp et Lsp. Ensuite, l'algorithme va réguler la position de cette bouche. Pour ce faire, il prend la valeur donnée par le testeur de pureté sur la conduite d'évacuation d'huile et la compare à des valeurs arbitraires de pourcentages d'eau dans l'huile (toujours compatibles avec les capacités du brûleur), par exemple 25% et %. Dans le cas o le pourcentage d'eau dans l'huile est supérieur à 25%, le dispositif d'actionnement de la conduite de récupération ou de la plaque de séparation se déclenche de manière à augmenter la hauteur de ladite bouche, par exemple jusqu'à 5% sous Lsp. Ensuite, l'algorithme reboucle sur la comparaison des données de pourcentages d'eau dans l'huile avec les valeurs références. Dans le cas o la teneur en eau dans l'huile serait inférieure à %, le dispositif d'actionnement se déclenche pour descendre la bouche
d'aspiration jusqu'à 5% au-dessus de Isp.
De cette manière, le procédé de régulation conforme à l'invention permet le réglage en continu, au cours de la séparation, des caractéristiques géométriques de séparation du séparateur. Ces caractéristiques sont donc réglées de telle sorte que le pourcentage d'eau dans l'huile dirigée vers les brûleurs soit toujours compris entre 20 et 25%, ce qui permet également de
minimiser la quantité d'eau à rejeter ou à traiter.
L'installation et le procédé selon l'invention sont donc particulièrement efficaces pour la séparation d'un effluent dont le ratio multiphasique varie dans le temps. On assure alors un traitement efficace dudit effluent, sans générer de pollution de l'environnement, ni de stockage de déchets non traités. Le procédé de séparation conforme à l'invention permet de supprimer les vannes by-pass à l'entrée du séparateur selon les installations dans l'état de la
technique. On obtient donc une continuité dans le procédé de séparation.
Enfin, le procédé de séparation selon l'invention permet de réduire les coûts de traitement en rendant inutile la mise en place d'une installation de retraitement séparée pour l'effluent pendant la phase de transition ou en
prévoyant pour cette même phase des conteneurs de décantation séparés.
Claims (10)
- [1] Installation pour la séparation d'un effluent formé d'un mélange fluide multiphasique, caractérisée en ce que ladite installation comporte un moyen de séparation (4) par gravité dont les caractéristiques géométriques deséparation sont réglables au cours de ladite opération de séparation.
- [2] Installation selon la revendication 1, caractérisée en ce qu'elle comporte des conduites d'évacuation (7, 8, 11) pour chaque phase liquide de l'effluent, chacune desdites conduites comportant des moyens de mesure dupourcentage résiduel de la phase dissociée.
- [3] Procédé pour la séparation par gravité d'un effluent, formé d'un mélange fluide multiphasique, caractérisé par le fait qu'on règle les caractéristiques géométriques de séparation du séparateur (4) en fonction del'évolution de la composition multiphasique de l'effluent dans le temps.
- [4] Procédé selon la revendication 3, caractérisé en ce que ledit procédé permet de privilégier alternativement les phases de l'effluent, prisesséparément ou en combinaison.
- [5] Procédé selon la revendication 4, caractérisé en ce que les points de fonctionnement dudit procédé sont la hauteur des phases liquides (Lsp) et la hauteur de l'interface (Isp) entre lesdites phases liquides à l'intérieur duséparateur (4).
- [6] Procédé selon la revendication 5, caractérisé en ce qu'on détermine l'importance de chaque phase dans l'effluent, et on mesure le débit des phases liquides en sortie du séparateur afin d'initialiser le calcul des niveauxdes points de fonctionnement.
- [7] Procédé selon la revendication 6, caractérisé en ce qu'on privilégie les deux phases liquides, à titre d'exemple de l'eau et de l'huile, et on initialise le calcul du niveau de l'interface (Isp) entre lesdites phases liquides en tenant compte des temps de rétention et des débits des phases en sortie de séparateur(4).
- [8] Procédé selon la revendication 7, caractérisé en ce qu'on mesure en sortie de séparateur (4) le pourcentage de la phase d'huile dans la phase aqueuse sortante et le pourcentage de la phase aqueuse dans la phase d'huilesortante afin d'affecter à chaque phase un coefficient de pondération.
- [9] Procédé selon la revendication 8, caractérisé en ce qu'une boucle de régulation des points de fonctionnement ajuste, tout au long dudit procédé de séparation, la valeur desdits points de fonctionnement, en tenant compte descoefficients de pondération de chaque phase.
- [10] Procédé selon la revendication 9, caractérisé en ce qu'on modifie les caractéristiques géométriques de séparation du séparateur (4) en fonction dela valeur des points de fonctionnement.
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0005665A FR2808455B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques |
US10/275,016 US7347945B2 (en) | 2000-05-03 | 2001-04-26 | Method and an installation for separating out multiphase effluents |
AU2001262234A AU2001262234A1 (en) | 2000-05-03 | 2001-04-26 | A method and an installation for separating out multiphase effluents |
GB0224829A GB2377188B (en) | 2000-05-03 | 2001-04-26 | A method and an installation for separating out multiphase effluents |
PCT/EP2001/004720 WO2001083074A1 (fr) | 2000-05-03 | 2001-04-26 | Procede et installation de separation d'effluents multiphases |
CA2407197A CA2407197C (fr) | 2000-05-03 | 2001-04-26 | Procede et installation de separation d'effluents multiphases |
EG20010445A EG22533A (en) | 2000-05-03 | 2001-04-30 | A method and an installation for separating out multi-phase effluents |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR0005665A FR2808455B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
FR2808455A1 true FR2808455A1 (fr) | 2001-11-09 |
FR2808455B1 FR2808455B1 (fr) | 2003-02-14 |
Family
ID=8849857
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
FR0005665A Expired - Fee Related FR2808455B1 (fr) | 2000-05-03 | 2000-05-03 | Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7347945B2 (fr) |
AU (1) | AU2001262234A1 (fr) |
CA (1) | CA2407197C (fr) |
EG (1) | EG22533A (fr) |
FR (1) | FR2808455B1 (fr) |
GB (1) | GB2377188B (fr) |
WO (1) | WO2001083074A1 (fr) |
Families Citing this family (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE60328830D1 (de) * | 2003-05-15 | 2009-09-24 | Hewlett Packard Development Co | Vorrichtung zur fluidtrennung |
EP1593418A1 (fr) * | 2004-05-06 | 2005-11-09 | Services Petroliers Schlumberger | Séparateur par gravité d'effluents phases multiples |
EP2225539A4 (fr) * | 2007-12-24 | 2016-06-29 | Schlumberger Technology Corp | Système compact d'évacuation de liquide et procédé d'examen d'un puits de surface |
US8133300B1 (en) * | 2008-07-31 | 2012-03-13 | S&R Compression, LLC | Systems and methods for oil/gas separation |
SE532313C2 (sv) * | 2008-09-11 | 2009-12-08 | Claes Olofsson | Förfarande och anordning för rening av s.k. skräpolja |
US20100212763A1 (en) * | 2009-02-24 | 2010-08-26 | Means Stephen R | Well gauging system and method |
NO330854B1 (no) * | 2009-10-23 | 2011-08-01 | Future Engineering As | Fremgangsmate for kontinuerlig bruk av en vakuumert vannutskillingskrets integrert med et hydraulikkoljereservoar |
US8449821B2 (en) * | 2010-05-25 | 2013-05-28 | Honeywell International Inc. | Slug mitigation by increasing available surge capacity |
EP2540364B1 (fr) * | 2011-06-27 | 2014-03-26 | URAG-Industries GmbH | Dispositif de séparation de mélanges de fluide, notamment de mélanges huile/eau |
NO337168B1 (no) * | 2012-07-05 | 2016-02-01 | Fmc Kongsberg Subsea As | Apparat og fremgangsmåte for miksing av i det minste en første og andre fluidfase |
US9527012B2 (en) * | 2013-04-22 | 2016-12-27 | Econova, Inc. | Dynamic, influent-constituent-based, separator control apparatus and method |
NL2013793B1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-10-07 | Advanced Tech & Innovations B V | A continuous through-flow settling vessel, and a method of adaptive separation of a mixture from gas and/or oil exploration. |
CA2929817C (fr) * | 2015-05-15 | 2023-07-04 | Sheldon MCKEE | Appareil de recurage de fluide |
US10159914B2 (en) * | 2015-08-24 | 2018-12-25 | Thought Preserve, Llc | Fractionator annular drain apparatus and method |
US10456714B2 (en) * | 2016-02-24 | 2019-10-29 | William Jacob Management, Inc. | Multi-purpose gas separator unit |
US9840895B1 (en) | 2016-05-26 | 2017-12-12 | Leroy Thomas Kuhn | Method and apparatus for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures |
US9828556B1 (en) * | 2016-10-26 | 2017-11-28 | John Zink Company, Llc | Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids |
US11679348B2 (en) * | 2017-12-29 | 2023-06-20 | Enercorp Engineered Solutions Inc. | Horizontal sand separator assembly |
GB202107693D0 (en) * | 2021-05-28 | 2021-07-14 | Expro North Sea Ltd | Separator for separating constituents of well fluid, method therefor and system for separating constituents of well fluid |
IT202100026291A1 (it) * | 2021-10-14 | 2023-04-14 | Francesco Agnello | Dispositivo di separazione di liquidi |
CN114412435B (zh) * | 2022-03-29 | 2022-07-15 | 四川华气清源科技股份有限公司 | 一种井口分离计量装置 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4233154A (en) * | 1978-12-29 | 1980-11-11 | Kobe, Inc. | Method for treating petroleum well pumping power fluid |
DE9101241U1 (de) * | 1991-02-04 | 1991-05-02 | Bödrich & Strecker Anlagenbau, 7209 Deilingen | Oberflächenabzugsvorrichtung für Flüssigkeiten |
US5824228A (en) * | 1994-03-16 | 1998-10-20 | Rhone-Poulenc Chimie | Method and device for removal, within a closed reactor, of the phase of the lowest density from a biphase system with presence of interface |
Family Cites Families (110)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US407250A (en) * | 1889-07-16 | Apparatus for purifying water | ||
US1159044A (en) * | 1914-09-11 | 1915-11-02 | Kelly Separator Company | Separator-trap. |
US1528003A (en) * | 1922-10-11 | 1925-03-03 | Frank P Yarnall | Floating outlet for tanks |
US2157405A (en) * | 1938-01-08 | 1939-05-09 | Kittle Mfg Co | Fluid flow control device |
US2579304A (en) * | 1950-03-24 | 1951-12-18 | Paddock Pool Maintenance Co | Self-adjusting recirculating overflow |
US2688368A (en) * | 1950-04-28 | 1954-09-07 | Gulf Research Development Co | System for the removal of corrosive fluids from gas wells |
US2783854A (en) * | 1954-05-12 | 1957-03-05 | Sivalls Tanks Inc | Gas and multiple liquid separator apparatus |
US2825422A (en) * | 1954-09-16 | 1958-03-04 | Otto B Schoenfeld | Emulsion separator |
US2870860A (en) * | 1956-11-05 | 1959-01-27 | Parkersburg Aetna Corp | Horizontal oil and gas separator |
US3025880A (en) * | 1957-06-21 | 1962-03-20 | Borg Warner | Sleeve valves |
US2998096A (en) * | 1958-10-28 | 1961-08-29 | Gulf Oil Corp | Oil, gas, and water separator |
US3105855A (en) * | 1960-04-18 | 1963-10-01 | Shell Oil Co | Low-temperature dehydration of well fluids |
US3077713A (en) * | 1960-10-31 | 1963-02-19 | American Tank And Steel Corp | Fluid separating apparatus |
AT258751B (de) * | 1965-07-22 | 1967-12-11 | Simmering Graz Pauker Ag | Verfahren und Vorrichtung zur Schmutzölbeseitigung auf Schiffen |
US3394530A (en) * | 1966-05-09 | 1968-07-30 | Neill Tank Company Inc O | Horizontal emulsion treater |
US3396846A (en) * | 1966-05-17 | 1968-08-13 | Gulf Oil Corp | Control of oil-water interface |
US3578077A (en) * | 1968-05-27 | 1971-05-11 | Mobil Oil Corp | Flow control system and method |
US3675771A (en) * | 1969-05-23 | 1972-07-11 | Mobil Oil Corp | Process and system for control of fluids in water disposal surge tanks |
US3672127A (en) * | 1970-05-26 | 1972-06-27 | Petrolite Corp | Phase separator for immiscible fluids |
US3745115A (en) * | 1970-07-13 | 1973-07-10 | M Olsen | Method and apparatus for removing and reclaiming oil-slick from water |
US3705626A (en) * | 1970-11-19 | 1972-12-12 | Mobil Oil Corp | Oil well flow control method |
US3704567A (en) * | 1970-12-09 | 1972-12-05 | Shell Oil Co | Well production method and apparatus |
US3709292A (en) * | 1971-04-08 | 1973-01-09 | Armco Steel Corp | Power fluid conditioning unit |
US3934275A (en) * | 1971-12-27 | 1976-01-27 | Bishton Jr Norris J | Oil recovery system |
US3804252A (en) * | 1972-01-03 | 1974-04-16 | R Rishel | Process and apparatus for the separation of liquid mixtures |
US3759324A (en) * | 1972-05-25 | 1973-09-18 | Kobe Inc | Cleaning apparatus for oil well production |
US3884803A (en) * | 1972-06-23 | 1975-05-20 | Union Oil Co | Process for separating low api gravity oil from water |
US3782463A (en) * | 1972-11-14 | 1974-01-01 | Armco Steel Corp | Power fluid conditioning unit |
US3892127A (en) * | 1973-07-27 | 1975-07-01 | Nusonics | Oil detection system |
DE2356010C3 (de) * | 1973-11-09 | 1982-04-01 | Agfa-Gevaert Ag, 5090 Leverkusen | Auslaufdosiervorrichtung |
US3971719A (en) * | 1974-12-09 | 1976-07-27 | Exxon Production Research Company | Three-phase separator |
US4073734A (en) * | 1976-08-25 | 1978-02-14 | Combustion Engineering, Inc. | Marine separator |
US4055499A (en) * | 1976-09-01 | 1977-10-25 | Laxo Darryl E | Fluid separator |
US4059517A (en) * | 1976-09-13 | 1977-11-22 | Chevron Research Company | Liquid separation apparatus and method |
US4094338A (en) * | 1977-05-20 | 1978-06-13 | Bauer William J | Constant rate float intake |
DE2904845C2 (de) * | 1979-02-09 | 1983-01-27 | Gottfried Bischoff Bau kompl. Gasreinigungs- und Wasserrückkühlanlagen GmbH & Co KG, 4300 Essen | Verfahren und Trennbehälter zum kontinuierlichen Trennen einer Schwefel/Waschlauge-Suspension |
NL8100955A (nl) * | 1981-02-27 | 1982-09-16 | Pielkenrood Vinitex Bv | Meerfasenafscheider. |
FR2513356A1 (fr) * | 1981-09-23 | 1983-03-25 | Chaudot Gerard | Systeme de securite destine a eliminer tout risque d'entrainement de liquides au nez de torche ou a l'event, lors du torchage ou de la dispersion des gaz associes a la production ou au traitement d'hydrocarbures a terre et en mer |
US4424068A (en) * | 1982-12-06 | 1984-01-03 | Mcmillan John F | Separator and method for separation of oil, gas and water |
US4512883A (en) * | 1982-12-15 | 1985-04-23 | Marathon Oil Company | Skimmer for floating roof tanks |
US4431536A (en) * | 1982-12-15 | 1984-02-14 | Marathon Oil Company | Skimmer for floating roof storage tanks |
US4596136A (en) * | 1985-02-11 | 1986-06-24 | Nusonics, Inc. | Method of determining the net volume of water and oil in a flow stream |
US4604196A (en) * | 1985-07-16 | 1986-08-05 | Combustion Engineering, Inc. | Marine separator for fluids of different densities |
US4867872A (en) * | 1986-07-28 | 1989-09-19 | Protectaire Systems Co. | Automatically adjustable weir and environmentally protected sensor |
US4836017A (en) * | 1987-06-08 | 1989-06-06 | Universal Industries Ltd. | Method and apparatus for determining oil content of oil well production |
US4852395A (en) * | 1988-12-08 | 1989-08-01 | Atlantic Richfield Company | Three phase fluid flow measuring system |
US5254292A (en) * | 1989-02-02 | 1993-10-19 | Institut Francais Du Petrole | Device for regulating and reducing the fluctuations in a polyphasic flow, and its use |
DE3909372A1 (de) * | 1989-03-22 | 1990-09-27 | Preussag Ag | Verfahren und vorrichtung zum entfernen einer auf einer grundwasseroberflaeche schwimmenden, fluessigen phase |
IT1233081B (it) * | 1989-08-08 | 1992-03-14 | Gi Pi S A S Di Alfonso Gallett | Dispositivo sfioratore per vasche di contenimento di fluidi refrige ranti con olii in sospensione per apparecchi disoleatori |
US4960513A (en) * | 1989-08-21 | 1990-10-02 | Young James T | Separator for liquids of different densities |
US5147534A (en) * | 1990-07-31 | 1992-09-15 | Rymal Jr Theodore R | Waste water treatment system |
US5202031A (en) * | 1990-07-31 | 1993-04-13 | Rymal Jr Theodore R | Waste water treatment system |
US5104528A (en) * | 1990-09-24 | 1992-04-14 | Christie Stanley E | Floating decanter |
US5090238A (en) * | 1990-09-27 | 1992-02-25 | Santa Fe Energy Resources, Inc. | Oil well production testing |
US5082556A (en) * | 1990-10-11 | 1992-01-21 | Reese Martin W | Separator, float shut-off valve, and orifice meter mounted as a unit of skid |
DE4110726A1 (de) * | 1991-04-03 | 1992-10-08 | Berthold Koch | Vorrichtung zum abscheiden von aufschwimmendem oel von oel-wasser-gemischen |
US5149344A (en) * | 1991-05-02 | 1992-09-22 | Texaco Inc. | Multi-phase flow and separator |
US5302294A (en) * | 1991-05-02 | 1994-04-12 | Conoco Specialty Products, Inc. | Separation system employing degassing separators and hydroglyclones |
US5132011A (en) * | 1991-08-02 | 1992-07-21 | Petroleum Equipment Specialties, Inc. | Oil, water and gas mixture separator |
US5186821A (en) * | 1991-09-03 | 1993-02-16 | D. Thomas Murphy | Wastewater treatment process with cooperating velocity equalization, aeration and decanting means |
DK0549440T3 (da) * | 1991-12-27 | 1997-03-24 | Inst Francais Du Petrole | Fremgangsmåde til optimering af en indretning til regulering og dæmpning af en flerfaset strømning og indretning opnået ved fremgangsmåden |
US5211842A (en) * | 1992-01-07 | 1993-05-18 | Conoco Inc. | Three-phase well test apparatus using pumped recirculation to maintain homogenous flow |
JP2635482B2 (ja) * | 1992-06-22 | 1997-07-30 | 広和機械設計工業株式会社 | 表層液排出装置 |
FR2694824B1 (fr) * | 1992-08-11 | 1994-09-16 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de régulation et de distribution d'un fluide polyphasique. |
US5326469A (en) * | 1992-09-14 | 1994-07-05 | Zander Filter Systems, Inc. | Method and apparatus for separating oil and water |
FR2699986B1 (fr) * | 1992-12-29 | 1995-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et méthode permettant de transférer dans une seule conduite un effluent de type polyphasique. |
US5290434A (en) * | 1993-02-10 | 1994-03-01 | Richard James G | Effluent dosing septic system |
US5363696A (en) * | 1993-09-21 | 1994-11-15 | Paul-Munroe Engineering | Method and arrangement for oil well test system |
WO1995010028A1 (fr) * | 1993-10-05 | 1995-04-13 | Atlantic Richfield Company | Debitmetre pour fluides a plusieurs phases, permettant de mesurer des densites et des debits d'ecoulement |
FR2717573B1 (fr) * | 1994-03-15 | 1996-06-07 | Total Sa | Procédé et dispositif pour la mesure et l'asservissement du débit d'un fluide polyphasique dans une canalisation de transport. |
US5451330A (en) * | 1994-04-21 | 1995-09-19 | Advanced Waste Reduction, Inc. | Suction skimmer |
FR2722587B1 (fr) * | 1994-07-13 | 1996-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Ballon regulateur pour effluents poloyphasiques etmoyens de prelevements associes |
US6027641A (en) * | 1994-11-24 | 2000-02-22 | Cornelia Johanna Spradbury | Liquid surface skimmer |
FR2728344B1 (fr) * | 1994-12-19 | 1997-01-24 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour separer et mesurer le volume des differentes phases d'un melange de fluides |
US5601705A (en) * | 1995-06-06 | 1997-02-11 | Glasgow; James A. | Skimmer/coalescher system for removing and separating tramp oil from an aquaeous coolant |
US5654502A (en) * | 1995-12-28 | 1997-08-05 | Micro Motion, Inc. | Automatic well test system and method of operating the same |
US5857522A (en) * | 1996-05-03 | 1999-01-12 | Baker Hughes Incorporated | Fluid handling system for use in drilling of wellbores |
US5900137A (en) * | 1996-06-27 | 1999-05-04 | Homan; Edwin Daryl | Apparatus and method for separating components in well fluids |
US6032539A (en) * | 1996-10-11 | 2000-03-07 | Accuflow, Inc. | Multiphase flow measurement method and apparatus |
US5989414A (en) * | 1997-01-24 | 1999-11-23 | Bechtel Group, Inc. | Self-adjusting surface fluid extraction nozzle |
US5800700A (en) * | 1997-01-30 | 1998-09-01 | Liu; John Keh-Jong | Sludge supernatant decanting device |
US5897773A (en) * | 1997-01-31 | 1999-04-27 | Rhodes; Laurence Mark | Skimming apparatus |
FR2772126B1 (fr) * | 1997-12-05 | 2000-01-07 | Schlumberger Services Petrol | Procede et dispositif de prelevement isocinetique d'echantillons d'un fluide s'ecoulant dans une tuyauterie |
US5865992A (en) * | 1997-09-29 | 1999-02-02 | Edmondson; Jerry M. | Oil, water and gas separator |
FR2772915B1 (fr) * | 1997-12-22 | 2000-01-28 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif de debitmetrie polyphasique |
GB9727078D0 (en) * | 1997-12-23 | 1998-02-18 | Univ Sheffield | Fluidic level control systems |
US6187079B1 (en) * | 1998-05-17 | 2001-02-13 | Baker Hughes Incorporated | Three-phase separator |
CA2239202A1 (fr) * | 1998-05-29 | 1999-11-29 | Travis H. Wolfe | Methode et appareil pour determiner la teneur en eau d'un ecoulement d'huile |
US5965029A (en) * | 1998-06-15 | 1999-10-12 | Simon; Jules A. | System and method for treating an oil gas well stream |
US6164308A (en) * | 1998-08-28 | 2000-12-26 | Butler; Bryan V. | System and method for handling multiphase flow |
US6234030B1 (en) * | 1998-08-28 | 2001-05-22 | Rosewood Equipment Company | Multiphase metering method for multiphase flow |
US6315899B1 (en) * | 1998-11-17 | 2001-11-13 | Cyprus Amax Minerals Company | Apparatus for separating entrained aqueous from loaded organic in an SX process |
US6183654B1 (en) * | 1999-01-06 | 2001-02-06 | Universal Separators, Inc. | Self leveling suction skimming device |
US6257070B1 (en) * | 1999-01-13 | 2001-07-10 | Intevep, S.A. | Method and apparatus for determining real time liquid and gas phase flow rates |
US6110383A (en) * | 1999-01-28 | 2000-08-29 | Coombs Industrial Services, Inc. | Oil/water separator |
US6196310B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-03-06 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6209651B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-04-03 | Roy F. Knight | Well production apparatus and method |
US6199631B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-03-13 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
US6216781B1 (en) * | 1999-03-04 | 2001-04-17 | Roy F. Knight | Well production apparatus |
EP1159050B1 (fr) * | 1999-03-05 | 2003-05-28 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Separateur en trois phases |
US6212948B1 (en) * | 1999-06-28 | 2001-04-10 | Donald W. Ekdahl | Apparatus and method to obtain representative samples of oil well production |
US6214220B1 (en) * | 1999-11-30 | 2001-04-10 | Engineering Specialties, Inc. | Combined process vessel apparatus |
NO996196D0 (fr) * | 1999-12-14 | 1999-12-14 | Aker Eng As | |
FR2808456B1 (fr) * | 2000-05-03 | 2003-02-14 | Schlumberger Services Petrol | Separateur par gravite pour effluents multiphasiques |
US6401529B1 (en) * | 2000-09-28 | 2002-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for determining constituent composition of a produced fluid |
US6989103B2 (en) * | 2000-10-13 | 2006-01-24 | Schlumberger Technology Corporation | Method for separating fluids |
US6755255B2 (en) * | 2001-09-17 | 2004-06-29 | Paul E. Wade | Method and apparatus for providing a portable flow line and measuring unit for an oil and/or gas well |
US7024951B2 (en) * | 2002-04-12 | 2006-04-11 | Schlumberger Technology Corporation | Method of sampling from a multiphase fluid mixture, and associated sampling apparatus |
US7178592B2 (en) * | 2002-07-10 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Closed loop multiphase underbalanced drilling process |
US6915818B2 (en) * | 2003-03-07 | 2005-07-12 | Fuel Delivery Systems, Llc | Floating arm pick up device |
-
2000
- 2000-05-03 FR FR0005665A patent/FR2808455B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-04-26 WO PCT/EP2001/004720 patent/WO2001083074A1/fr active Application Filing
- 2001-04-26 GB GB0224829A patent/GB2377188B/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-26 CA CA2407197A patent/CA2407197C/fr not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-26 AU AU2001262234A patent/AU2001262234A1/en not_active Abandoned
- 2001-04-26 US US10/275,016 patent/US7347945B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-04-30 EG EG20010445A patent/EG22533A/xx active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4233154A (en) * | 1978-12-29 | 1980-11-11 | Kobe, Inc. | Method for treating petroleum well pumping power fluid |
DE9101241U1 (de) * | 1991-02-04 | 1991-05-02 | Bödrich & Strecker Anlagenbau, 7209 Deilingen | Oberflächenabzugsvorrichtung für Flüssigkeiten |
US5824228A (en) * | 1994-03-16 | 1998-10-20 | Rhone-Poulenc Chimie | Method and device for removal, within a closed reactor, of the phase of the lowest density from a biphase system with presence of interface |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0224829D0 (en) | 2002-12-04 |
EG22533A (en) | 2003-03-31 |
GB2377188B (en) | 2004-03-03 |
CA2407197C (fr) | 2011-04-05 |
AU2001262234A1 (en) | 2001-11-12 |
GB2377188A (en) | 2003-01-08 |
US7347945B2 (en) | 2008-03-25 |
CA2407197A1 (fr) | 2001-11-08 |
US20040011748A1 (en) | 2004-01-22 |
WO2001083074A1 (fr) | 2001-11-08 |
FR2808455B1 (fr) | 2003-02-14 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
FR2808455A1 (fr) | Installation et procede pour la separation d'effluents multiphasiques | |
CA2209515C (fr) | Procede et installation de pompage d'un effluent petrolier | |
FR2501054A1 (fr) | Procede et appareil pour nettoyer des bassins | |
FR2899288A1 (fr) | Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique | |
EP2897913B1 (fr) | Procédé de traitement d'eau comprenant une flottation combinée à une filtration gravitaire et installation correspondante | |
EP2683458B1 (fr) | Séparateur à écoulement cyclonique | |
EP2061582B1 (fr) | Procede et installation pour la mise en contact de l'ozone dans un flux de liquide, en particulier d'eau potable ou d'eau residuaire | |
EP0038752A2 (fr) | Appareil et installation de séparation de liquides non miscibles de densités différentes | |
FR2808456A1 (fr) | Separateur par gravite pour effluents multiphasiques | |
FR2772915A1 (fr) | Methode et dispositif de debitmetrie polyphasique | |
EP0413788B1 (fr) | Dispositif de regulation et d'amortissement d'un ecoulement polyphasique et son application | |
EP3797092A1 (fr) | Procédé de traitement d'un fluide par flux ascendant à travers un lit de média adsorbant et installation correspondante | |
EP0488838B1 (fr) | Dispositif d'agitation et de maintien en suspension des particules d'un écoulement polyphasique | |
EP4006340B1 (fr) | Dispositif et procédé de pompage de produits a faible évaporation sous vide | |
CA2529641C (fr) | Procede de digestion anaerobie de boues et digesteur | |
FR3095450A1 (fr) | Dispositif et procede de traitement de matieres notamment de matieres plastiques | |
FR3038923A1 (fr) | Dispositif de chasse a vidange totale d'une cuve tampon a declenchement par contre poids solidarisable et a flotteur a immersion variable | |
EP0850675B1 (fr) | Dispositif compact de régénération de solvants | |
FR2874945A1 (fr) | Boite de repartition d'effluent | |
WO2022162316A1 (fr) | Installation de dépollution d'eau polluée par des hydrocarbures, procédé de dépollution et leur utilisation en cas de pollution accidentelle | |
FR2711131A1 (fr) | Séparateur-décanteur horizontal à cellule lamellaire coulissante pour le traitement des eaux de ruissellement. | |
FR2595582A1 (fr) | Vehicule de transport et de separation de dechets contenant notamment de l'eau et des hydrocarbures | |
WO2004103520A2 (fr) | Decanteur destine au traitement des effluents uses | |
FR2784911A1 (fr) | Procede de rehabilitation de sols pollues par extraction triple phase | |
OA19947A (fr) | Installation modulaire et procédé de séparation liquide/gaz, notamment des phases liquide et gazeuse d'un pétrole brut. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PLFP | Fee payment |
Year of fee payment: 17 |
|
ST | Notification of lapse |
Effective date: 20180131 |