NO180732B - Fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrönn i olje, gass, vann og sand - Google Patents
Fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrönn i olje, gass, vann og sand Download PDFInfo
- Publication number
- NO180732B NO180732B NO901787A NO901787A NO180732B NO 180732 B NO180732 B NO 180732B NO 901787 A NO901787 A NO 901787A NO 901787 A NO901787 A NO 901787A NO 180732 B NO180732 B NO 180732B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- stage separator
- sand
- water
- gas
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims description 93
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims description 58
- 239000004576 sand Substances 0.000 title claims description 54
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 39
- 239000007789 gas Substances 0.000 title claims description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 24
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 17
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 6
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 4
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000571 coke Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
-
- 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
- B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
-
- 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
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/042—Breaking emulsions by changing the temperature
-
- 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
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/047—Breaking emulsions with separation aids
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår en fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjons-brønn i separate komponenter bestående av olje, gass, vann og sand, spesielt på en produksjonsplattform til havs.
Produksjonsfluider som innbefatter olje, vann, gass og medrevet sand, og som produseres fra en brønn gjennom en hydrokarbonformasjon, må separeres i separate komponenter for transport fra utvinningsstedet, eller - hva sand og vann angår - for dumping. Når utvinningen foretas på en offshoreplattform, gjør det seg gjeldende spesielle problemer på grunn av den begrensede plass som er tilgjengelig for prosessutstyr. Dette gjelder spesielt når produksjonsfluidene innbefatter olje med lav API-gravitet (f.eks. med gravitet lavere enn 25 API (904 kg/m<3>ved 15,6 °C)). Denne type tungolje er viskøs og relativt tett. Når utvinningen foretas offshore, ankommer dessuten oljen vanligvis til plattformen i kald tilstand. Håndtering av prosessfluider, deriblant kompakt, viskøs, kald olje, krever prosessutstyr av store dimensjoner, hvilket reduserer gjennomførbarheten av utbyggingen av mange tungoljefelt, spesielt offshore. Mange teknikker er blitt foreslått for håndtering av produksjonsfluider av ovennevnte art og under ovennevnte forhold, men ingen har vært fullt ut tilfredsstil-lende. Eksempelvis kan det vises til NO B 169949 og US patent-skrifter nr. 3.469.373 og 4.778.443.
I nevnte NO B 169.949 beskrives en fremgangsmåte og et anlegg for å separere råolje fra en oljebrønn i olje, vann, gass og faste stoffer i to separasjonstrinn. Det foretas her ingen oppvarmning av råoljen som innføres i det første separasjonstrinn, hverken gjennom resirkulering av produsertvann fra det annet separasjonstrinn eller på annen måte, og det annet separasjonstrinn utføres i en syklonseparator. Det nevnes intet om noe vesentlig sandinnhold i råoljen. Fremgangsmåten og anlegget vil ikke være egnede for separasjon av kompakte, kalde brønnfluider, spesielt ikke offshore, hvor det kreves at utstyret er lite plasskrevende. I US patentskrift nr. 4.778.443 beskrives et tre-trinns gass-olje-vann-separasjonssystem for et produksjonsfluid. Det foretas heller ikke her noen oppvarmning av kaldt produksjonsfluid og heller ingen resirkulering av produsertvann fra et separasjonstrinn til et foregående separasjonstrinn i rekken. Tunge, sandholdige pro-duksjonsf luider er ikke nevnt. I US patentskrift nr. 3.469.373 beskrives et system for behandling av råolje inneholdende fritt vann og fri gass i ett eneste separasjonstrinn, med resirkulering av oppvarmet, utskilt vann til separasjonsbeholde-rens inngangsparti. Det beskrevne ett-trinns separasjonssystem vil imidlertid ikke være tilstrekkelig kompakt og tilstrekkelig effektivt til å være praktisk anvendelig f.eks. på en offshore-plattform. Noen slik anvendelse er heller ikke omtalt i patentskriftet, og det er heller ikke tale om spesielt tunge råoljer eller sandholdige sådanne.
Det er et siktemål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å skille ut olje, gass, vann og sand fra produksjonsfluider, spesielt på steder med begrenset plass for utstyr, f.eks. på offshoreplattform. Med avtagende API-gravitet øker oljens viskositet og densitet. Utskillelse av olje, vann, gass og eventuelle medrevne sandpartikler (eller leirepartikler) blir vanskeligere, og det kreves et stort prosessutstyr. Dette reduserer i vesentlig grad muligheten for utnyttelse av mange tungoljefelter, spesielt offshore. Den foreliggende oppfinnelse er særlig anvendelig for olje med lav API-gravitet (normalt lavere enn 25 API (904 kg/m<3>ved 15,6 °C)), kald olje fra undervannsbrøn-ner og reservoarfluid med lav temperatur.
Med oppfinnelsen tilveiebringes det en fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrønn i separate komponenter bestående av olje, gass, vann og sand, spesielt på en produksjonsplattform til havs, ved hvilken fremgangsmåte det gjøres bruk av en 1. trinns separator og en 2. trinns separator. Fremgangsmåten er særpreget ved at: produksjonsfluidet inneholdende olje, vann, gass og sand - før det innføres i den 1. trinns separator - blandes med produsertvann som er tatt fra et avløp for produsertvann fra den 1. trinns separator, og som er blitt oppvarmet i en oppvarmingsanordning til en temperatur på mellom 120 "C og 160 °C, i en tilstrekkelig mengde til at produksjonsfluidet blir oppvarmet til mellom 50 °C og 80 °C,
det oppvarmede produksjonsfluid føres til den 1. trinns separator for å avstedkomme en 1. trinns separasjon av produksjonsfluidet i en komponent bestående hovedsakelig av gass, en komponent bestående hovedsakelig av olje, gass, vann og sand, og en komponent bestående hovedsakelig av produsertvann og sand,
en vesentlig andel av produsertvannet i komponenten tas ut fra den 1. trinns separator via rørledning,
en del av det sistnevnte utskilte produsertvann føres til ovennevnte oppvarmningsanordning,
gass tas ut fra den 1. trinns separator gjennom en rørledning, sand tas ut via en rørledning, og komponenten bestående av olje, gass, vann og sand tas ut og oppvarmes på ny i oppvarmningsanordninger til en temperatur mellom 80 "C og 110 °C, hvoretter den føres til den 2. trinns separator, hvor den separeres i en gasskomponent, en oljekomponent, og en komponent bestående av produsertvann og sand,
gassen tas ut fra den 2. trinns separator via en rør-ledning, sanden tas ut via en rørledning, oljen tas ut via en rørledning, og produsertvannet tas ut via en rørledning,
den via rørledning uttatte olje føres i varmeveks-lingskontakt i oppvarmningsanordningen med olje-gass-vann-sand-komponenten fra den 1. trinns separator, før denne inn-føres i den 2. trinns separator, og
en andel av avløpet av produsertvann fra den 2. trinns separator, som tas ut via rørledning, føres sammen med det produsertvann fra den 1. trinns separator som tas ut fra rørledning, for å oppvarmes sammen med dette til mellom 120 °C og 160 °C, forut for innblandingen av produsertvannet i pro-duksjonsf luidet fra produksjonsbrønnen.
Ved den nye fremgangsmåte foretrekkes det at en andel av produsertvannet som tas ut fra den 1. trinns separator,
tilbakeføres til den 1. trinns separator til hjelp ved uttagningen av sand fra denne. Det vil likeledes være fordelaktig at en andel av produsertvannet som tas ut fra den 2. trinns separator gjennom rørledningen, tilbakeføres til den 2. trinns
separator til hjelp ved uttagningen av sand fra denne.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere under henvis-ning til tegningen, fig. 1, som er et strømningsdiagram som i blokkdiagramform viser et apparaturarrangement som er anvendelig ved en foretruken utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen.
Utvundet fluid fra en plattform og/eller fra under-sjøiske produksjonsbrønner strømmer gjennom en strupeventil og en samletank (ikke vist) og inn i en 1. trinns separator 20, hvor hovedmengden av gassen skilles fra væsken og sanden. Produksjonsfluidet oppvarmes ved at man direkte innblander produsertvann som resirkuleres fra utløpet av den 1. trinns separator 20 og fra en 2. trinns separator 64, idet utskil-lelsen av olje med høy viskositet og lav API-gravitet (f.eks. med API-gravitet lavere enn 25 API (904 kg/m<3>ved 15,6 °C)), vann og sand i den 1. trinns separator forbedres ved at pro-duksjonsf luidet oppvarmes til 50-80 °C.
Vanninnholdet i produksjonsfluidet som forlater den 1. trinns separator 20, kan varieres mellom 10% og 40%. Dette mengdeforhold bestemmer dimensjoneringen av den 1. trinns separator 20, idet den oljeholdige komponent av produksjonsfluidet opptar de midtre 40% av separatortverrsnittsarealet, vist ved 28. De nederste 20% av separatortverrsnittsarealet, vist ved 30, er beregnet for produsertvann, mens de øvre 40% av tverrsnittsarealet, vist ved 26, er beregnet for gass. En andel av produksjonsfluidet forvarmes før det innføres i den 1. trinns separator 20. Produsertvann som tas ut fra separatoren, føres via pumpe 22 og oppvarmingsanordning 24 og blandes direkte med produksjonsfluidene, før disse innføres i den 1. trinns separator. Produsertvannet oppvarmes til en temperatur mellom 120 °C og 160 °C og blandes med produksjonsfluidene i en mengde som er tilstrekkelig til å øke produksjonsfluidenes temperatur til mellom 50 °C og 80 °C, fortrinnsvis mellom 70 °C og 80 °C, idet de føres inn i den 1. trinns separator. Dette gir en optimal utnyttelse av den 1. trinns separator 20.
Produksjonsfluidet tillates å oppholde seg tilstrekkelig lenge i den 1. trinns separator 20 til at det separeres i en primær gasskomponent 26, en primær oljekomponent 28, som også inneholder visse mengder restgass, restvann og restsand, og en primær komponent 30 bestående av produsertvann og sand. Gass fjernes fra toppen av den 1. trinns separator og føres via rørledning 32 til en kompresjonsstasjon (ikke vist). Den andel av produsertvannet som ikke resirkuleres, ledes via rør-ledning 34 til en hydrosyklon 36 og derfra til en produsert-vanntank 38 for bortskaffeise. Sand fjernes fra den 1. trinns separator 20 via rørledning 40 og føres til en sandsyklon 42, hvor eventuelt gjenværende produsertvann og gass fjernes. Sanden føres så til en sandbehandlingsanordning 44, før den tas ut og føres til en sandbinge 46 for bortskaffeise. Restgassen og produsertvannet fra sandsyklonen 42 tas ut gjennom hen-holdsvis rørledning 50 og rørledning 52 og føres til gass-vann-separator 54. Restgassen avbrennes ved 56, og restmeng-dene av produsertvann fjernes ved hjelp av pumpe 58 gjennom rørledning 60 og føres sammen med det produsertvann som tas direkte fra den 1. trinns separator, for å oppvarmes i oppvarmingsanordning 24.
En del av produsertvannet (5-10 %) som tas ut fra den 1. trinns separator 20, kan resirkuleres via rørledning 62 til sandavdelingen 30 i den 1. trinns separator 20 til hjelp ved fjerningen av sand fra denne 1. trinns separator.
Olje-gass-vann-sand-komponenten fra den midtre avde-ling 28 av den 1. trinns separator, inneholdende 10-30% olje, føres til den 2. trinns separator 64. Denne komponent føres gjennom ventil 66, forvarmer 68 og oppvarmingsanordning 70, før den innføres i den 2. trinns separator 64. Forvarmeren 68 sørger for varmeveksling med olje som tas fra den 2. trinns separator 64 og føres via pumpe 72 og rørledning 74 til forvarmeren 68. Det sørges for at temperaturen i den 2. trinns separator holdes innenfor området 80-110 °C, avhengig av oljens egenskaper og den temperatur som kreves for optimal separatorstørrelse. Trykket i denne separator bestemmer oljens damptrykkspesifikasjon. I den 2. trinns separator separeres den oppvarmede olje-gass-vann-sand-komponent i sine enkelte bestanddeler. Ytterligere gass tas således ut fra 2. trinns separator gjennom en rørledning som munner ut i rørledning 32. Olje tas ut fra separatoren gjennom en rørledning 74 og varme-veksles som ovenfor nevnt med den olje-gass-vann-sand-komponent som forlater den 1. trinns separator, før denne komponent innføres i den 2. trinns separator.
Oljen blir fortrinnsvis oppvarmet til en temperatur som tillater god strømning og håndtering av oljen. Mengden av olje fra forvarmer 68 måles av mengdemåler 76, oljen og føres ved hjelp av pumpe 78 til produktoljestasjon 80. Produsertvann tas ut fra den 2. trinns separator 64 via rørledning 82 og føres gjennom separator 54 for å kombineres med annet produsertvann for bruk for oppvarming i forvarmningstrinnet. Sand og produsertvann tas ut fra den 2. trinns separator 64 gjennom rørledning 84 til sandsyklonen 42. Produsertvann fra den 2. trinns separator 64 kan også via en ikke vist rørledning (til-svarende rørledning (62)) benyttes for å hjelpe til med fjerningen av sand fra den 2. trinns separator 64. En liten mengde olje som gjenvinnes i hydrosyklonen 36, tas ut via en rørled-ning 85 og føres til en gass-olje-separator 86. Gass fra separatoren 86 føres via rørledning 88 til fakkel 90, mens olje tas ut via rørledning 92 og pumpe 94 for å kombineres med de fluider som innføres i den 2. trinns separator.
For å redusere størrelsen av det prosessutstyr som benyttes ved operasjonene for utskillelse av olje, vann, gass og sand, må reservoarfluidet oppvarmes til høy temperatur for å redusere viskositeten av olje- og vannfasene. Størrelsen av den 1. trinns separator bestemmes vanligvis av den vann-i-olje-spesifikasjon som kreves for væsken til den 2. trinns separator. Når det er spørsmål om viskøse oljer, er det også vanskelig å fjerne gass og sand fra oljefasen. Oppvarming av brønnhodefluidet før innføringen i den 1. trinns separator til en temperatur mellom 50 °C og 80 °C, fortrinnsvis mellom 70 °C og 80 °C, bidrar til å redusere alle disse problemer. For oppvarming av brønnhodefluidet blir en andel av produsertvannet oppvarmet til 120-160 °C i tilbakeløpsoppvarmningsanordningen 24 og blandet med det innstrømmende produksjonsfluid. Som følge av denne varmeveksling gjennom direkte kontakt over-vinnes de vanligvis vanskelige problemer med oppvarmning av temporære toppmengder av olje, produsertvann, gass og sand ved hjelp av konvensjonelle rørvarmevekslere. På grunn av dårlig varmeoverføring ville en varmeveksler - dersom en slik skulle ha vært benyttet - måtte ha vært en stor flermantlet varmeveksler, som ville ha vært utsatt for blokkering med sand, erosjon som følge av for stor to-fase-hastighet i rørene og en høy smusskoeffisient som følge av koksdannelse og avsetning av faste stoffer på rørene.
Ved maksimal produksjonshastighet vil det være ledig kapasitet i separatoren for håndtering av produsertvann. Derved vil en betydelig mengde produsertvann kunne sirkulere uten at man når opp i spesifikasjonen for maksimalt oljeinn-hold i produsertvannet som er nødvendig for behandling i hyd-rosykloner. På de fleste oljefelter vil brønnhodefluidets temperatur øke med vanninnholdet. I den første separator vil en økning i brønnhodetemperaturen og produsjonsvannhastigheten resultere i at en mindre sirkulering av produsertvann vil trenges for oppvarmning. Dette sammen med nivåendringer i separatoren gjør det mulig å behandle store mengder vann i de senere stadier av feltets brukstid, uten at det er nødvendig å øke størrelsen av den 1. trinns separator og av varmeveks-lingsutstyret, og med bare en eventuell liten grad av økning i varmeenergibehovet. Sirkulasjonen av produsertvann medfører de ytterligere fordeler at den fremmer nedbrytning av olje-vann-emulsjoner, bidrar til å fjerne vann fra oljen, spesielt ved små vannmengder i oljen, og reduserer behovet for tilsetning av deemulgeringskjemikalier.
I den 2. trinns separator 64 blir mengden av varmeenergi som kreves for å oppvarme oljen til en temperatur i området fra 80 °C til 110 °C - for å oppnå en spesifikasjon på 2% vann i oljen - vesentlig redusert ved (1) fjerning av en maksimal mengde vann i den 1. trinns separator, (2) gjenvinn-ing av varme fra den utgående olje ved hjelp av det innstrøm-mende fluid, og (3) resirkulering av produsertvannet som fjernes i separatoren. En oppvarmingsanordning 70 kan gjøres mindre og gir god mulighet for optimalisering av den energi som kreves for ulike spesifikasjoner for damptrykket av olje-i-vann i oljerørledninger.
Den høye temperatur i den 2. trinns separator for-bedrer overføringen av sandpartikler fra oljen til vannlaget, hvor de fjernes ved hjelp av et produsertvannspylesystem. På en offshoreplattform tilveiebringes oppvarmingsenergi for opp-varmingsanordninger vanligvis fra varmen som utvinnes fra tur-binavgass. De laveste behov for varmeenergi oppnås ved at den 1. trinns separator 20 drives ved den lavest mulige temperatur. Produsertvannet slippes over bord via hydrosyklonene. Oljeproduktet tas ut ved en temperatur som er 5-10 °C høyere
enn temperaturen i det første trinn.
Kvaliteten, temperaturen, osv. av brønnhodefluidet kan variere sterkt fra brønntestverdier, og likeledes gjennom et felts brukstid, spesielt dersom andre oljefelter, under-vannsbrønner, osv. knyttes til et eksisterende felt. De vik-tigste fordeler ved denne fremgangsmåte er de kontrollvariable som fremgangsmåten gir for å håndtere endringer som kan fore-komme i brønnhodefluidet. Prosessparametrene som kan endres for å optimalisere operasjonene, innbefatter: temperaturene i 1. og 2. trinns separasjon, sirkulasjonshastighetene for produsertvann, vannstrålehastigheter,
oppvarmningsmediets temperatur,
temperaturen av det sirkulerende produsertvann, spesifikasjonene for produktoljen som sendes ut i oljerør-ledningen, og
sirkulasjonsvann benyttet for oppstarting av et kaldt tungolj esystem.
Andre fordeler som den foreliggende fremgangsmåte medfører, er bl.a.: kapasitet for håndtering av varierende mengder vann, forbedret håndtering av forbigående toppmengder fra under-
vanns- eller oljerørledningssystemer, og
optimalisering av det totale energiforbruk på plattformen.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrønn i separate komponenter bestående av olje, gass, vann og sand, spesielt på en produksjonsplattform til havs, ved hvilken fremgangsmåte det gjøres bruk av en 1. trinns separator og en 2. trinns separator, karakterisert ved at:
produksjonsfluidet inneholdende olje, vann, gass og sand - før det innføres i den 1. trinns separator (20) - blandes med produsertvann som er tatt fra et avløp (34) for produsertvann fra den 1. trinns separator (20), og som er blitt oppvarmet i en oppvarmingsanordning (24) til en temperatur på mellom 120 °C og 160 °C, i en tilstrekkelig mengde til at pro-duksjonsf luidet blir oppvarmet til mellom 50 °C og 80 °C,
det oppvarmede produksjonsfluid føres til den 1.
trinns separator (20) for å avstedkomme en 1. trinns separasjon av produksjonsfluidet i en komponent (26) bestående hovedsakelig av gass, en komponent (28) bestående hovedsakelig av olje, gass, vann og sand, og en komponent (30) bestående hovedsakelig av produsertvann og sand,
en vesentlig andel av produsertvannet i komponenten (30) tas ut fra den 1. trinns separator (20) via rørledning (34),
en del av det sistnevnte utskilte produsertvann føres til ovennevnte oppvarmningsanordning (24),
gass tas ut fra den 1. trinns separator (20) gjennom en rørledning (32), sand tas ut via en rørledning (40), og komponenten (28) bestående av olje, gass, vann og sand tas ut og oppvarmes på ny i oppvarmningsanordninger (68,70) til en temperatur mellom 80 °C og 110 °C, hvoretter den føres til den 2. trinns separator (64), hvor den separeres i en gasskomponent, en oljekomponent, og en komponent bestående av produsertvann og sand,
gassen tas ut fra den 2. trinns separator (64) via en rørledning (munner ut i 32), sanden tas ut via en rørledning (84), oljen tas ut via en rørledning (74), og produsertvannet tas ut via en rørledning (82),
den via rø rledning (74) uttatte olje føres i varme-vekslingskontakt i oppvarmningsanordningen (68) med olje-gass-vann-sand-komponenten (28) fra den 1. trinns separator, før denne innføres i den 2. trinns separator (64), og
en andel av avløpet av produsertvann fra den 2.
trinns separator, som tas ut via rørledning (82), føres sammen med det produsertvann fra den 1. trinns separator (20) som tas ut fra rørledning (34), for å oppvarmes sammen med dette til mellom 120 °C og 160 °C, forut for innblandingen av produsertvannet i produksjonsfluidet fra produksjonsbrønnen.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at en andel (62) av produsertvannet som tas ut fra den 1. trinns separator (20), til-bakeføres til den 1. trinns separator til hjelp ved uttagningen av sand fra denne.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at en andel av produsertvannet som tas ut fra 2. trinns separator (64) gjennom rørled-ningen (82), tilbakeføres til den 2. trinns separator til hjelp ved uttagningen av sand fra denne.
4. Fremgangsmåte ifølge et av kravene 1-3, karakterisert ved at olje som inneholdes i det produsertvann som tas ut fra den 1. trinns separator (20) gjennom rørledning (34), behandles i en hydrosyklon (36) og en gass-olje-separator (86) og føres via en rørledning (92) til-bake til inntaket til den 2. trinns separator (64), hvor den føres sammen med olje-gass-vann-sand-komponenten (28) som inn-føres i den 2. trinns separator (64).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US07/376,728 US4948393A (en) | 1989-07-07 | 1989-07-07 | Method of separating oil, water, sand, and gas from produced fluids |
Publications (4)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO901787D0 NO901787D0 (no) | 1990-04-23 |
| NO901787L NO901787L (no) | 1991-01-08 |
| NO180732B true NO180732B (no) | 1997-02-24 |
| NO180732C NO180732C (no) | 1997-06-04 |
Family
ID=23486220
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO901787A NO180732C (no) | 1989-07-07 | 1990-04-23 | Fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrönn i olje, gass, vann og sand |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4948393A (no) |
| GB (1) | GB2233577B (no) |
| NO (1) | NO180732C (no) |
Families Citing this family (48)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5236605A (en) * | 1992-07-07 | 1993-08-17 | Horizontal Rentals, Inc. | Method and apparatus for continuous separation of oil from solid and liquid contaminants |
| US5507958A (en) * | 1993-08-02 | 1996-04-16 | Atlantic Richfield Company | Dehydration of heavy crude using hydrocyclones |
| US5383958A (en) * | 1994-02-09 | 1995-01-24 | Westinghouse Electric Corporation | Deaeration system |
| FR2720014B1 (fr) * | 1994-05-18 | 1996-08-14 | Cpr | Procédé et installation de traitement et de valorisation de déchets graisseux. |
| NO953318D0 (no) * | 1995-08-24 | 1995-08-24 | Read Process Eng As | Oljeprosesseringsutstyr |
| US5774816A (en) * | 1996-05-15 | 1998-06-30 | Fontenot; Chris W. | Apparatus and method for cleaning a vessel |
| GB2329849B (en) * | 1997-10-01 | 2002-03-27 | Bp Kuwait Ltd | Separation process |
| NO975590A (no) | 1997-12-03 | 1999-05-18 | Abb Research Ltd | Anordning ved en separator |
| US6214092B1 (en) | 1998-11-12 | 2001-04-10 | Larry G. Odom | Fracturing material separator apparatus |
| US6197095B1 (en) * | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
| US6315048B1 (en) | 1999-09-17 | 2001-11-13 | T-Bam Enterprises, Llc | System and process for reducing the flowing bottom hole pressure in a natural gas well |
| US6299672B1 (en) * | 1999-10-15 | 2001-10-09 | Camco International, Inc. | Subsurface integrated production systems |
| US6269880B1 (en) | 2000-01-27 | 2001-08-07 | Ronald J. Landry | System for removing solids from a well bore |
| US6968901B2 (en) * | 2003-01-08 | 2005-11-29 | Edmondson Jerry M | Oil production processing system for swaying service |
| US9353315B2 (en) | 2004-09-22 | 2016-05-31 | Rodney T. Heath | Vapor process system |
| US7513934B2 (en) * | 2005-06-06 | 2009-04-07 | Brooks Range Petroleum Corporation | Micro processing system for multi-phase flow |
| US7854849B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-12-21 | Multiphase Systems Integration | Compact multiphase inline bulk water separation method and system for hydrocarbon production |
| US7770651B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-08-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Method and apparatus for sub-sea processing |
| GB2456759B (en) * | 2008-01-22 | 2012-04-18 | Caltec Ltd | Sand separation system and method |
| US8529215B2 (en) * | 2008-03-06 | 2013-09-10 | Rodney T. Heath | Liquid hydrocarbon slug containing vapor recovery system |
| US7785400B1 (en) | 2009-06-30 | 2010-08-31 | Sand Separators LLC | Spherical sand separators |
| US9221085B2 (en) | 2010-06-14 | 2015-12-29 | Richard A. Cates | Limited space separation and cleaning system and method |
| CA2754279C (en) | 2010-09-30 | 2018-03-27 | Rodney T. Heath | High efficiency slug containing vapor recovery |
| US8568515B2 (en) * | 2010-12-20 | 2013-10-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Water separation systems and methods |
| US8574350B2 (en) * | 2010-12-20 | 2013-11-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Water separation systems and methods |
| CA2742563C (en) * | 2011-06-10 | 2018-07-24 | Imperial Oil Resources Limited | Methods and systems for providing steam |
| CA2762451C (en) | 2011-12-16 | 2019-02-26 | Imperial Oil Resources Limited | Method and system for lifting fluids from a reservoir |
| CA2805161A1 (en) * | 2012-02-10 | 2013-08-10 | Cimarron Energy, Inc. | Method of treating flowback fluid |
| US10052565B2 (en) | 2012-05-10 | 2018-08-21 | Rodney T. Heath | Treater combination unit |
| CA2780670C (en) | 2012-06-22 | 2017-10-31 | Imperial Oil Resources Limited | Improving recovery from a subsurface hydrocarbon reservoir |
| US9034086B2 (en) * | 2012-11-15 | 2015-05-19 | Nitro-Lift Hydrocarbon Recovery Systems, Llc | Ventless tank system |
| US9291409B1 (en) | 2013-03-15 | 2016-03-22 | Rodney T. Heath | Compressor inter-stage temperature control |
| US9527786B1 (en) | 2013-03-15 | 2016-12-27 | Rodney T. Heath | Compressor equipped emissions free dehydrator |
| BR112015024649B1 (pt) * | 2013-03-28 | 2021-11-30 | Fluor Technologies Corporation | Configurações e métodos para separadores de gás e líquido |
| US9932989B1 (en) | 2013-10-24 | 2018-04-03 | Rodney T. Heath | Produced liquids compressor cooler |
| AU2014368881A1 (en) * | 2013-12-20 | 2016-06-02 | Onesubsea Ip Uk Limited | Systems and methods for subsea fluid phase separation |
| US10465492B2 (en) | 2014-05-20 | 2019-11-05 | KATA Systems LLC | System and method for oil and condensate processing |
| US10512863B2 (en) | 2015-06-29 | 2019-12-24 | SegreTECH Inc. | Method and apparatus for removal of sand from gas |
| SE539859C2 (en) * | 2016-05-10 | 2017-12-19 | Recondoil Sweden Ab | Method and system for purification of slop oil and industrial emulsions comprising two processes run in parallel |
| US10138427B2 (en) | 2016-06-22 | 2018-11-27 | Extrakt Process Solutions, Llc | Separation of hydrocarbons from particulate matter using salt and polymer |
| US9828556B1 (en) * | 2016-10-26 | 2017-11-28 | John Zink Company, Llc | Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids |
| CN109025888B (zh) * | 2018-08-16 | 2020-07-03 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种海上热采平台井口放喷和计量装置及方法 |
| WO2020047649A1 (en) | 2018-09-06 | 2020-03-12 | 1460798 Alberta Ltd. | Counterflow vortex breaker |
| SE543443C2 (en) | 2019-02-08 | 2021-02-16 | Skf Recondoil Ab | Purification of oil 11 |
| US11161059B2 (en) * | 2019-06-24 | 2021-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | Crude oil demulsification |
| WO2022251018A1 (en) * | 2021-05-27 | 2022-12-01 | J. Ray Mcdermott, S.A. | Compression heat integrated high efficiency offshore process platform unit |
| US11692143B1 (en) | 2021-12-20 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Crude oil demulsification |
| US11639656B1 (en) * | 2022-08-19 | 2023-05-02 | Total Gas Resource Recovery, Llc | Natural gas capture from a well stream |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2457959A (en) * | 1942-01-19 | 1949-01-04 | Nat Tank Co | Filtering tank for water disposal systems |
| US2765045A (en) * | 1955-03-03 | 1956-10-02 | Nat Tank Co | Methods and means for separating oil and gas |
| US3469373A (en) * | 1966-04-08 | 1969-09-30 | Combustion Eng | Means for dehydrating crude oil with hot water |
| US3759324A (en) * | 1972-05-25 | 1973-09-18 | Kobe Inc | Cleaning apparatus for oil well production |
| US4778443A (en) * | 1987-03-25 | 1988-10-18 | Fluor Corporation | Gas-oil-water separation system and process |
-
1989
- 1989-07-07 US US07/376,728 patent/US4948393A/en not_active Expired - Fee Related
-
1990
- 1990-04-23 NO NO901787A patent/NO180732C/no unknown
- 1990-06-21 GB GB9013843A patent/GB2233577B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2233577A (en) | 1991-01-16 |
| NO901787D0 (no) | 1990-04-23 |
| NO901787L (no) | 1991-01-08 |
| GB9013843D0 (en) | 1990-08-15 |
| NO180732C (no) | 1997-06-04 |
| US4948393A (en) | 1990-08-14 |
| GB2233577B (en) | 1993-05-12 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO180732B (no) | Fremgangsmåte for å separere et hydrokarbonholdig fluid produsert fra en produksjonsbrönn i olje, gass, vann og sand | |
| US10357726B2 (en) | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
| CA1266250A (en) | Separation of hydrocarbons from tar sands froth | |
| US7201804B2 (en) | Cleaning of hydrocarbon-containing materials with critical and supercritical solents | |
| US4223728A (en) | Method of oil recovery from underground reservoirs | |
| US8262865B2 (en) | Optimizing heavy oil recovery processes using electrostatic desalters | |
| US2601904A (en) | Method and apparatus for treating crude oil emulsions from oil wells | |
| US2786543A (en) | Apparatus for treating liquid mixtures | |
| US5988283A (en) | Vertical combined production facility | |
| EP1737928A1 (en) | Process for the treatment of crude oil, process for the separation of a water-in-oil hydrocarbon emulsion and apparatus for implementing the same | |
| CN104099171B (zh) | 一种用于废润滑油再生的连续蒸馏工艺 | |
| CN107381914A (zh) | 一种海上气田平台生产水处理方法及其装置 | |
| CA2956159A1 (en) | A water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
| NO316360B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av naturgass inneholdende vann og kondenserbare hydrokarboner, samt anvendelse av slik fremgangsmåte | |
| US20100219133A1 (en) | Treatment of solid-stabilized emulsions | |
| EP2174697A1 (en) | Petroleum residue recycling process and unit. | |
| US4814044A (en) | System for treating heavy hydrocarbon-water mixture | |
| CN103210060A (zh) | 用于加工烃热解流出物的方法 | |
| US3043072A (en) | Method and means for treatment of oil well production | |
| US10792582B2 (en) | Water treatment and steam generation system for enhanced oil recovery and a method using same | |
| CA3181320C (en) | Hydrocarbon stream separation system and method | |
| CN114922607A (zh) | 一种油田原油脱水脱盐集输工艺包 | |
| CN108795482A (zh) | 基于二段分离的sagd采出液处理方法及装置 | |
| US1560137A (en) | Recovery of gasoline, etc. | |
| NO311103B1 (no) | Fremgangsmåte for å lette separasjonen av en råoljeströms oljefase og vannfase |