NO309587B1 - Anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brönnhodefluid - Google Patents
Anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brönnhodefluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO309587B1 NO309587B1 NO954512A NO954512A NO309587B1 NO 309587 B1 NO309587 B1 NO 309587B1 NO 954512 A NO954512 A NO 954512A NO 954512 A NO954512 A NO 954512A NO 309587 B1 NO309587 B1 NO 309587B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- oil
- liquid
- riser
- separator
- gas phase
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 50
- 239000012071 phase Substances 0.000 title claims description 28
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 title claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 72
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 44
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 67
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 58
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011044 inertial separation Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000010992 reflux Methods 0.000 description 1
- 238000009491 slugging Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000010998 test method Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 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
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- 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
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)
- Cyclones (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt separasjonssystemer og spesielt en anordning for separasjon av en flerfaseblanding til separate gass- og væskefaser ved bruk av enkle eller flere par sentrifugalseparatorer. Foreliggende oppfinnelse er spesielt anvendelig for bruk ved separasjon av olje- og gassfaser i brønnhodefluider fra hydrokarbonproduksjonssystemer. Foreliggende oppfinnelse kan anvendes enten ved overflaten eller i undersjøiske posisjoner.
De fleste kjente gass/oljeseparasjonssystemene bygger på naturlig eller gravitasjonsseparasjon som krever store beholdere for å oppnå den ønskede separasjonen. Når det brukes naturlig separasjon i relativt små beholdere, er gjennomstrømningen eller gassfluxen til dette systemet betydelig mindre, sammenlignet med andre systemer som ikke bygger på naturlig separasjon. Et eksempel på et slike system som tilsynelatende anvender naturlig separasjon, er beskrevet i US-PS 4.982.794.
Et kjent separasjonssystem er beskrevet i UK patentsøknad nr. GB 2 203 062 A og anvender sentrifugalseparasjon i et primært separasjonstrinn og inertial separasjon (det vil si væskeutskillere) for et andre trinn av separasjonen. Selv om dette systemet sannsynligvis har høyere separasjonskapasitet enn et system som baserer seg på naturlig separasjon, har det sannsynligvis mindre kapasitet sammenlignet med et system som anvender sentrifugalseparasjon i begge trinnene.
US patentene nr. US-A-2 037 426, US-A-2 256 524 og US-A-2 533 977 beskriver olje-og gasseparasjonssystemer innbefattende primære og sekundære sentrifugalseparatorer for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brønnhodefluid fra et hydrokarbonproduksjonssystem.
Ifølge oppfinnelsen er det frembrakt en anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brønnhodefluid fra et hydrokarbonproduksjonssystem, anordningen omfatter: en beholder som er i stand til å trykksette og som har et brønnhodelfuidinnløp som kan kobles til hydrokarbonproduksjonssystemet for inngang av brønnhodefluid, et gasseksportutløp for utgang av eksportgass separert fra brønnhodefluidet, og et olje-/væske-eksportutløp for utsending av olje/væske separert fra brønnhodefluidet;
et hovedolje-/væskekammer ved den nedre enden av beholderen, olje-/væske-eksportutløpet er i forbindelse med hovedvæskekammeret, et sekundært rom i den øvre enden av beholderen, og innretninger for å forbinde hovedvæskekammeret og det sekundære rommet til hverandre;
en primær sentrifugalseparator i beholderen for separering av hoveddelen av olje-/væskefasen fra brønnhodefluidet for å etterlate en våt gassfase, den primære sentrifugalseparatoren omfatter et stigerør med en åpen nedre ende som er i forbindelse med brønnhodefluidinnløpet for mottaking av oppover strømmende brønnhodefluid, stigerøret har en lukket øvre ende, flere buede armer plassert med mellomrom rundt stigerøret for å forårsake at hoveddelen av olje-/væskefasen separeres fra brønnhodefluidet for å etterlate den våte gassfasen, hver buede arm har en aksielt strekkende buet vegg, som buer vekk fra stigerøret mellom en rotkant av den buede veggen ved stigerøret og en ytre kant av den buede veggen anbrakt utover fra stigerøret, minst en radiell oppdeling i den buede armen for oppdeling av det innvendige rommet definert av den buede armen inn i flere nivåer, den primære sentrifugalseparatoren omfatter også en retursylinder rundt stigerøret og buede armer for mottaking av olje-/væskefase som beveger seg utover av sentrifugalkraften fra den ytre kanten av de buede armene, retursylinderen har en åpen nedre ende som strekker seg inn i hovedvæskekammeret for å lede olje-/væskefasen nedover til hovedvæskekammeret, retursylinderen har en åpen øvre ende for å sende gjennom den våte gassfasen; og
en sekundær sentrifugalseparator i beholderen anbrakt over og aksielt innrettet med den primære sentrifugalseparatoren med et åpent mellomliggende område, den sekundære sentrifugalseparatoren mottar den våte gassfasen og omfatter flere tangensielle innløpsvinger/blader som den våte gassen går inn i for ytterligere separering av olje/væske fra den våte gassfasen for å etterlate en tørr gassfase, den sekundære sentrifugalseparatoren innbefatter oppsamlerinnretninger som definerer oppsamlerslisser over innløpsvingene for mottaking av den tørre gassfasen og for å kanalisere den ytterligere separerte oljen/væsken nedover inn i det sekundære rommet, den ytterligere separerte oljen/væsken passerer fra det sekundære rommet til hovedvæskekammeret gjennom innretninger som forbinder hovedvæskekammeret og det sekundære rommet, oppsamlerinnretninger har en åpen øvre ende i forbindelse med gasseksportutløpet for å sende den tørre gassfasen til gasseksportutløpet.
Anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse er spesielt anvendelig for separasjon av en brønnhodefluidblanding inneholdende olje- og gassfaser fra hydrokarbonproduksjonssystemer til sine bestanddeler. Foreliggende oppfinnelse kan anvendes enten ved overflaten eller på havbunnen ved hjelp av et kompakt og meget effektivt separatorarrangement.
Mer spesielt vedrører et trekk ved foreliggende oppfinnelse et separasjonsapparat som anvender en eller flere buet-ark, sentrifugalkraft, primærseparator(er) og en eller flere syklon, sentrifugalkraft, sekundærseparator(er). Bortsett fra noen endringer som er gjort med de buede armene, er primærseparatoren meget lik separatoren beskrevet i US-PS 4.648.890 til Kidwell et al., overdratt til The Babcock & Wilcox Company. Den sekundære separatoren er lik separatoren beskrevet i US-PS nr. 3.324.634 til Brahler et al., også overdratt til The Babcock & Wilcox Company. Primær- og sekundærseparatorene har alltid blitt brukt i par og kombinasjonen av en sentrifugaltype primær og sekundærseparator som anvendes ved foreliggende oppfinnelse, gir et kompakt og meget effektivt separatorarrangement. Separatorapparatet kan brukes i flere par (to eller flere primær- og to eller flere sekundærseparatorer) eller i et apparat som kun har en enkel primær- og en enkel sekundærseparator. Flerparsarrangementet vil typisk bli brukt for anvendelser på overflaten, mens enkelt primær/enkelt sekundær-separatorarrangementet typisk vil være tilstrekkelig for å tilfredsstille de fleste undersjøiske anvendelser.
Nå brukes vanligvis separasjon på overflaten eller plattformseparasjon ved å bruke gravitasjonsseparasjon som krever store beholdere eller trykktankvolumer. Ikke bare er foreliggende oppfinnelse mindre kostbar å fremstille på grunn av sin mindre størrelse enn kjente separasjonsanordninger, men den reduserte størrelsen til gass/oljeseparatoren i henhold til foreliggende oppfinnelse, krever mindre plattformplass og er derved mer økonomisk attraktivt, siden kostnadene til plattformen direkte er relatert til beholdernes størrelse.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en enestående og effektivt kompakt apparat for undersjøisk separasjon av en gass- og væskeblanding. Ved anvendelse på havbunnen, gir foreliggende oppfinnelse den største fordelen for utvikling av marginale felt fordi uten undersjøisk separasjon ville mange marginale felter være økonomisk lite tilfredsstillende å operere.
Som det er vel kjent, gir undersjøisk separasjon separasjon av damp- og væskefaser før fluidene transporteres til en plattform eller produksjonsanlegg. Færre tekniske utfordringer er innbefattet ved først å separere fasene og deretter separat transportere dem nedstrøms, sammenlignet med transport av en flerfaseblanding av gass og olje hvor det ofte oppstår væskeplugger- og hydratdannelser.
Det er hittil ikke kjent noen andre apparater med en kombinasjon av sentrifugalkraft primær og sekundære separatorer med den kompaktheten og høye separasjonseffektiviteten som foreliggende oppfinnelse.
De forskjellige trekkene som kjennetegner oppfinnelsen er definert nærmere i de medfølgende krav. For en bedre forståelse av oppfinnelsen, dets driftsfordeler og spesifikke resultater som oppstår ved bruk av denne, henvises det til den etterfølgende detaljerte beskrivelsen av oppfinnelsen med henvisning til de medfølgende tegninger. Figur 1 viser et snitt av en første utførelsesform i henhold til foreliggende oppfinnelse som anvender et flertall primære og et flertall sekundære sentrifugalseparatorer.
Figur 2 viser et tverrsnitt i retning av pilene 2-2 i figur 1.
Figur 3 viser skjematisk en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som anvender en enkelt primær og en enkel sekundær sentrifugalseparator.
Figur 4 viser et tverrsnitt langs pilene 4-4 i figur 3.
Figur 5 er en perspektivskisse som viser en buet arm, primærseparator og en syklon, sekundærseparator i henhold til foreliggende oppfinnelse. Figur 6 er en kurve som viser forsøksresultater for væskestrøm mot dampstrøm i et sentrifugalseparatorarrangement i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Med henvisning til tegningene generelt, hvor like referansenummer angir samme eller funksjonsmessig tilsvarende elementer i alle tegningene, og til figur 1 spesielt, er det vist et trekk ved foreliggende oppfinnelse som er et kompakt, flerpars sentrifugal gass/oljeseparatorapparat, generelt angitt 10, for separasjon av brønnhodefluider 12 fra hydrokarbonproduksjonssystemer til separate olje- og gassfaser. Med begrepet brønnhodefluider, som er brukt her, menes enhver to-faseblanding av olje og gass som i det vesentlige er i sin naturlige tilstand, slik den kommer ut fra bakken eller slik den transporteres fra sitt utvinningspunkt til gass/oljeseparatoren i henhold til foreliggende oppfinnelse.
Gass/oljeseparatoren 10 består av en tank eller trykkbeholder 14 med et brønnhodelfuidinnløp 16 for å føre brønnhodefluider 12 (typisk råolje og medrevne gasser) til trykkbeholderen 14. Et gasseksportutløp 18 er plassert ved en ende motsatt fluidinnløpet 16 til trykkbeholderen 14 for å overføre utskilte gasser 20 fra trykkbeholderen 14. Trykkbeholderen 14 innbefatter et olje-/væske-eksportutløp 22 for å overføre utskilte oljer/væsker 24 fra trykkbeholderen 14. Som vist i figur 1, er trykkbeholderen 14 i det vesentlige anbrakt vertikalt, med brønnhodefluidet 16 anbrakt generelt ved den nedre enden derav, gasseksportutløpet 18 anbrakt ved den øvre enden derav og væske-eksportutløpet 22 anbrakt ved en mellomliggende posisjon.
01je-/gasseparatoren 10 anvender flere par sentrifugalkratfseparatorer; spesielt en eller flere buet-arm, sentrifugalkraft, primærseparator(er) 30 og en eller flere syklon-sentrifugalkraft, sekundærseparator(er) 50. Disse primær- og sekundærseparatorene 30, 50 er lik de som er beskrevet i tidligere nevnte US-PS 4.648.890 og 3.324.634. De primære og sekundære separatorene 30, 50 brukes alltid i par, og kombinasjonen av en sentrifugaltype primær- og sekundærseparator slik det anvendes i foreliggende oppfinnelse, gir et kompakt og meget effektivt separatorarrangement. Brønnhode-fluidene 12 blir først påvirket av den buede-arm, sentrifugalkraft, primærseparator(er) 30 som utfører en første sentrifugalkraftseparasjon av oljer/væsker 26 fra to-fase brønnhodefluidene 12, og danner en våtgass 28 med noe gjenværende olje/væske 29. Deretter utføres syklon, sentrifugalkraft, sekundærseparator(er) 50, anbrakt over og paret sammen med buet-arm, sentrifugalkraft, primærseparator(er) 30, en sekundær sentrifugalkraftseparasjonsoperasjon ved våtgassen 28 som kommer ut av primærseparator(er) 30, hvorfra hoveddelen av væsken er fjernet, for å fjerne så mye som mulig av gjenværende olje/væske 29 fra våtgassen 28.
Over 95 prosent av væske i brønnhodefluidblandingen 12 blir utskilt av primærseparator (er) 30, og praktisk talt all gjenværende væske i våtgassen 28 som kommer ut av primærseparator(er) 30 fjernes av de sekundære separatorene 50. Både olje/væske 26 fjernet med primærseparator 30 og olje/væske 29 fjernet av sekundærseparator 50 føres ved hjelp av gravitasjon til den nedre del av trykkbeholderen 14 som danner en væskekammer 31 i denne. Den høye separasjonskapasiteten til primær- og sekundærseparatorene 30, 50 gjør det også mulig å anvende et enkelt par primær- og sekundærseparatorer om nødvendig, som vist i utførelsesformen i figur 3. Som nevnt tidligere, vil enkelt primær/enkelt sekundær separatorarrangementet typisk være tilstrekkelig for å tilfredsstille de fleste undersjøiske anvendelsene og forbedrer designoptimalisering og bekrefter forsøkene ved prototype betingelser beskrevet mer detaljert senere.
Som vist i figurene 1 og 5, innbefatter hver buet-arm, sentrifugalkraft, primærseparator 30 et stigerør 32 for overføring av brønnhodefluidblandingen 12 oppover gjennom dette, fire sett flerlags buede-armer 34, og en ytre boks eller retursylinder 36 som omgir stigerøret 32 og de buede-armene 34. Som antydet tidligere, behøver ikke de buede armene 34 til primærseparator(er) 30 være av tilbakeløpstypen beskrevet i det tidligere nevnte US-PS 4.648.890; de buede-armene 34 kan også kun være festet til ytterveggen av stigerøret 32. Brønnhodefluidblandingen 12 kommer inn ved bunnen av stigerøret 32 og strømmer oppover gjennom dette, inntil det når de buede armene 34 hvor den kommer ut av stigerøret 32. Hoveddelen av olje-/væskeseparasjonen fra brønnhodefluidblandingen 12 skjer når blandingen 12 strømmer gjennom de buede armene 34, hvor olje/væskene 26 med større tetthet i blandingen 12 har en tendens til å bevege seg mot ytterveggene til de buede armene 34. Under sentrifugalseparasjons-prosessen utvikles en film av olje/væske 26 på innerveggen til retursylinderen 36 og strømmer ned til hovedvæskekammeret 31 (figur 1). Retursylinderen 36 strekker seg over toppen av de buede armene 34, hvor det er et antall perforeringer 38 med en diameter på fortrinnsvis 1/2 tomme og en holdeleppe 40 ved den åpne toppen 42 til separatoren 30 som brukes til å forbedre væskefierningsevnen til separatoren 30 ved høye gass- og væskestrømmer, og spesielt der hvor det kan oppstå sluggbetingelser. Det kan anvendes forskjellige perforeringsgeometrier. Våtgass 28 kommer ut av den åpne toppen 42 til primærseparatoren(er) 30 til et i det vesentlige åpent mellomliggende område 44 som brukes til å fordele våtgassen 28 mer jevnt før den kommer inn i sekundærsyklon(er) 50. Dette mellomliggende området 44 gjør også at væskedråper faller ut ved hjelp av gravitasjon når våtgasstrøm 28 er under dråpeinntrengningsgrensen. For å sikre at eksportgassen 20 er så tørr som mulig, opprettholdes en nødvendig innbyrdes avstand, indikert ved referansenummer 46 i figur 5, mellom primærseparatorene 30 og sekundærseparatorene 50, fortrinnsvis ved ca. 1,22 meter.
Separasjonsavstanden opprettholdes også mellom toppen av de buede armene 34 i flere lag og den åpne toppen 42 til primærseparatoren 30, indikert ved referansenummer 48, og ligger fortrinnsvis i området fra tilnærmet 38,1 til ca. 45,7 cm. Væskefjernings-kapasiteten kan økes ved å forlenge denne avstanden.
Når to-fase brønnhodefluidblandingen 12 strømmer ut gjennom de buede-armene 34, skjer separasjonen når tyngre olje-/væskedråper 26 migrerer til den ytre radien av de buede-armene 34 og den våte gassen 28 med mindre tetthet migrerer til den indre radien av de buede-armene 34. Separasjonen i de buede armene 34 gjør at en olje-/væskefilm 26 kan avsettes rent på den indre diameteren til retursylinderen 36. Holdeleppen 40 og perforeringene 38 er viktig ved høye strømmer av brønnhodefluidblandingen 12, fordi holdeleppen 38 begrenser veksten av olje-/væskefilmen 26 oppover, mens perforeringene 38 fjerner utskilt olje/væske 26 fra innsiden av retursylinderen 34, slik at det på grunn av gravitasjonen strømmer langs utsiden av retursylinderen 36 og blir en del av olje-/væskekammeret 31. Etter å ha strømmet gjennom primærseparatoren 30, strømmer hoveddelen av den separerte oljen/væsken 26 skruelinjeformet nedover på den indre diameteren av retursylinderen 36 og blandes med væskekammeret 31 i trykkbeholderen 14. Den våte gassen 28 og eventuell medrevne olje-/væskedråper 29 kommer inn i den sekundære separatoren 50, hvor olje/væske 29 sentrifugalsepareres fra våtgassen 28. en separerte oljen/væsken 29 returneres og utgjør en del av væskekammeret 31 via dreneringsrøret 52 og den væskefrie dampen eller eksportgassen 20 kommer ut av trykkbeholderen 14, som vist i figur 1.
Den primære separatoren 30 har flere fordeler. Det første er at hoveddelen av separasjonsprosessen skjer ved de buede-armene 34. Dette gjør prosessen i stand til å tilpasses et bredt område av strøm og nivåbetingelser og minimaliserer muligheten for gassinntrengning og resulterende svelling i trykkbeholderens 14 væskekammer 31. En annen fordel er at den relativt store strømningspassasjen til de buede armene 34 i vesentlig grad eliminerer risikoen for pluggdannelse, siden det ikke er noen smale åpninger som kunne tiltrekke seg avsetninger. Resultatet er en primærseparator 30 med et lavt trykkfall og høy ytelse som vil ha en lang vedlikeholdsfri drift.
Den sekundære separatoren 50 opererer også på prinsippet med sentrifugalseparasjon. Våtgassen 28 kommer inn i den sekundære separatoren 50 gjennom tangensialinnløpsfinner 54 ved bunnen av sekundærseparatoren 50 som gir våtgassen 28 en sentrifugal bevegelse. Enhver væske som er igjen i våtgassen 28 blir deretter presset mot innerveggen til sekundærseparatoren 50, hvor den separeres av sekundære oppsamlerslisser 56, går ut via sekundærutløpet 57, og inn i det sekundære rommet 58 (figur 1). Sekundærseparator(er) 50 vil typisk føres inn gjennom og understøttes av platen 60, til hvilken det også vil bli tilkoplet dreneringsrør 52. Forbiløpshull 62 er plassert i topplaten 64 i et tertiært rom 59 for å tillate forbiløping av gass gjennom de sekundære oppsamlerslissene 56 og gå til det tertiære rommet 59 og forbedre skimmevirkningen. Den utskilte oljen/væsken 29 dreneres deretter via dreneringsrøret 52 tilbake til den nedre delen av trykkbeholderen 14 og blir en del av hovedtrykkbeholderens 14 væskekammer 31. Dreneringsrøret 52 isolerer den returnerende utskilte oljen/væsken 29 fra den oppstrømmende våte gasstrømmen 28 og unngår nedrivning av separert olje/væske 29 av den oppadstrømmende våtgassen 28.
Sentrifugalkraftsyklonen, sekundærseparator 50 har en fordel fremfor væskeutskillere eller tørkere av nettypen. Både væskeutskillere og tørkere av nettypen er begrenset med hensyn til strømningskapasitet av dråpeinntrengningsgrensen, utenfor hvilken væskedråper blir revet med dampen og føres med denne. Sentrifugalkraftsyklonen, sekundærseparator 50, kan på den andre siden operere effektivt ved dampfluxer som typisk er to til tre ganger høyere enn dråpeinntrengningsgrensen.
Figur 3 viser et tredje trekk eller utførelsesform av foreliggende oppfinnelse som innbefatter et enkelt par, sentrifugal, gass/olj eseparatorapparat generelt angitt 70, for undersjøisk anvendelse. I denne utførelsesformen, er trykkbeholderen 40 understøttet og delvis omgitt av et rør eller ledning 72 som delvis er nedgravet i sjøbunnen 74. Trykkbeholderen 14, som vist i figur 4, innbefatter et radielt, side brønnhodelfuidinnløp 76 for å tilføre brønnhodefluider 12 i beholderen 14, såvel som olje-/væske-eksportutløp 78 for å overføre utskilt olje eller væsker 24 ut av trykkbeholderen 14 og et gasseksportutløp 78 for å overføre utskilte gasser 20 fra trykkbeholderen 14. Høyden mellom eksportgassutløpet 80 og toppen av ledningen 72 er indikert ved referansenummer 82 og er fortrinnsvis ca. 1,52 meter. Høyden til retursylinderen 36 er indikert ved referansenummer 84 og er avhengig av kammeret og nivåkontrollkravene.
Figur 6 viser ytelsesegenskaper til et enkelt modul sentrifiigalseparatorpar i et damp/vannmiljø. Resultatene fra en damp/vanntest ved 6,07 x lO^Pa (880 psia) testprosedyre ble brukt for konservativt å estimere gass/oljeseparatorytelsen.
Disse estimatene antyder at et enkelt sentrifiigalseparatorpar (en primær- og en sekundærseparator) effektivt kan separere over 6,84 x 10<3> m<3> pr. døgn (43.000 barrels per day) olje og over 5,66 x 10<5> standard m<3> pr. dag (20.000.000 SCFD eller 20MM SCFD) gass for høytrykks (6,9 x 10<6>Pa (1000 psia)) anvendelser og over 5,41 x 10<3 >(34.000 BPD) olje og 4,25 x 10<5> standard m<3> pr. døgn (15.MMSCFD) gass for lavtrykk (tilnærmet 1,72 x lO^Pa (250 psia)) anvendelser. Topproduksjonen for et typisk vanndrevet 10-brønnsfelt er ca. 3,97 x 10<3> m<3> pr. døgn (25.000 BPD) og 3,96 x 10<5 >standard m<3> pr. døgn (14 MMSCFD).
De enestående trekkene ved foreliggende oppfinnelse er angitt og oppsummert under:
1. Et enestående trekk ved foreliggende oppfinnelse er anvendelsen av sentrifugaltype separatorer, både for primær og sekundærtrinnene til separasjonen. Andre separatorarrangementer som typisk bygger på gravitasjon eller treghetsseparasjon som har begrenset strømningskapasitet på grunn av dråpeinntrengningsgrenser, utenfor hvilken væskedråper blir revet med dampen og som føres nedstrøms. I motsetning til dette er den sekundære separatoren i henhold til foreliggende oppfinnelse en sentrifugaltype separator som effektivt kan operere ved dampfiuxer som er betydelig høyere enn inntrengningsgrensen. 2. Kompaktheten til foreliggende oppfinnelse er også enestående. Separasjons-omhylningen som er nødvendig for et enkelt-modul, sentrifugal gass/olje-separatorarrangement er ca. 1,22 meter langt og 0,61 meter i diameter. Ytterligere dunk- eller trykkbeholder 14 volum kan være nødvendig for å tilfredsstille andre systemparametere, så som sumpkrav og væskenivå-kontrollkrav. En pumpe 86 for pumping av separerte væsker og en for-anstaltning for å fjerne sand 90 fra væskesumpen 31, så som en sandseparator eller pumpe skjematisk angitt ved 88, kan innbefattes i gass/oljeseparator-arrangementet 70 for visse anvendelser som vist i figur 3.
i
3. Et annet enestående trekk ved foreliggende oppfinnelse er den måten sentrifugalkreftene dannes på i primærseparatoren 30. Sentrifugalkraften utvikles når blandingen snus 90° ut av stigerøret 32 og strømmer ut gjennom
de buede armene 34. Dette trekket gjør at to-fase brønnhodefluidblandinger 12 kommer inn i trykkbeholderen 14 gjennom enten et nedre aksielt innløp til stigerøret 32 (figur 1) eller gjennom et sideradielt innløp til stigerøret 32 (figur 3) som gir en fleksibilitet for tilførsel av brønnhodefluider 12 i gass/ oljeseparatorarrangementene 10, 70. Andre kjente separatorutforminger som
brukes for gass/oljeanvendelser bygger på et radielt eller tangensielt innløp til primærseparatoren for å danne sentrifugalkreftene.
De kompakte, gass/oljeseparatorarrangementene 10, 70 i henhold til foreliggende oppfinnelse gir flere fordeler sammenlignet med kjente anordninger. Disse fordelene
innbefatter høy dampkapasitet, et kompakt arrangement og vedlikeholdsfrie egenskaper s til separasjonsutstyret.
En annen fordel ved foreliggende oppfinnelse er at den primære og sekundære sentrifugalseparatoren 30, 50 ikke har noen bevegelige deler eller små kanaler. Dette eliminerer faren for tilplugging og gir en pålitelig, langvarig, vedlikeholdsfri drift, noe som er ytterst fordelaktig for undersjøiske gass/oljeseparasjonsanvendelser hvor tilgang til utstyr for ikke-planlagt vedlikehold har vist seg å være meget kostbart.
Kompaktheten til foreliggende oppfinnelse gir økonomiske fordeler fordi det gir reduserte kapitalkostnader for å fremstille enheten og på grunn av de reduserte volumkravene og/eller løftekapasiteten som er nødvendig for å installere utstyret topside eller på bunnen.
Claims (8)
1.
Anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brønnhodefluid fra et hydrokarbonproduksjonssystem, karakterisert ved at anordningen omfatter: en beholder (14) som er i stand til å trykksettes og som har et brønnhodelfuidinnløp (16) som kan kobles til hydrokarbonproduksjonssystemet for inngang av brønnhodefluid (12), et gasseksportutløp (18) for utgang av eksportgass (20) separert fra brønnhodefluidet, og et olje-/væske-eksportutløp (22) for utsending av olje-/væske (24) separert fra brønnhodefluidet; et hovedolje-/væskekammer (31) ved en nedre ende av beholderen (14), olje-/væske-eksportutløpet (22) er i forbindelse med hovedvæskekammeret (31), et sekundært rom (58) i den øvre enden av beholderen, og innretninger (52) for å forbinde hovedvæskekammeret (31) og det sekundære rommet (58) til hverandre; en primær sentrifugalseparator (30) i beholderen (14) for separering av en hoveddel av olje-/væskefasen fra brønnhodefluidet (12) for å etterlate en våt gassfase, den primære sentrifugalseparatoren (30) omfatter et stigerør (32) med en åpen nedre ende som er i forbindelse med brønnhodefluidinnløpet (16) for mottaking av oppover strømmende brønnhodefluid (12), stigerøret (32) har en lukket øvre ende, flere buede armer (34) plassert med mellomrom rundt stigerøret (32) for å forårsake at hoveddelen av olje-/væskefasen separeres fra brønnhodefluidet (12) for å etterlate den våte gassfasen, hver buede arm (34) har en aksielt strekkende buet vegg, som buer vekk fra stigerøret (32) mellom en rotkant av den buede veggen ved stigerøret (32) og en ytre kant av den buede veggen anbrakt utover fra stigerøret (32), minst en radiell oppdeling i den buede armen (34) for oppdeling av et innvendig rom avgrenset av den buede armen (34) inn i flere nivåer, den primære sentrifugalseparatoren (30) omfatter også en retursylinder (36) rundt stigerøret (32) og buede armer (34) for mottaking av olje-/væskefase som beveger seg utover av sentrifugalkraften fra den ytre kanten av de buede armene (34), retursylinderen (36) har en åpen nedre ende som strekker seg inn i hovedvæskekammeret (31) for å lede olje-/væskefasen nedover til hovedvæskekammeret (31), retursylinderen (36) har en åpen øvre ende for å slippe igjennom den våte gassfasen; og en sekundær sentrifugalseparator (50) i beholderen (14) anbrakt over og aksielt innrettet med den primære sentrifugalseparatoren (30) med et åpent mellomliggende område (44), den sekundære sentrifugalseparatoren (50) mottar den våte gassfasen og omfatter flere tangensielle innløpsvinger/blader (54) som den våte gassen går inn i for ytterligere separering av oljen/væsken fra den våte gassfasen for å etterlate en tørr gassfase, den sekundære sentrifugalseparatoren (50) innbefatter oppsamlerinnretninger (56) som avgrenser oppsamlerslisser over innløpsvingene (54) for mottaking av den tørre gassfasen og for å kanalisere den ytterligere separerte oljen/væsken nedover inn i det sekundære rommet (58), den ytterligere separerte oljen/væsken passerer fra det sekundære rommet (58) til hovedvæskekammeret (31) gjennom innretninger (52) som forbinder hovedvæskekammeret (31) og det sekundære rommet (58), oppsamlerinnretningene (56) har en åpen øvre ende (57) i forbindelse med gasseksportutløpet (18) for å sende den tørre gassfasen til gassekspotrutløpet (18).
2.
Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at retursylinderen (36) innbefatter flere gjennomhullinger (38) over stigerøret (32).
3.
Anordning ifølge krav 2, karakterisert ved at en del av retursylinderen (36) som har gjennomhullinger (38) over stigerøret (32), er omtrent 380-460 mm høyt.
4.
Anordning ifølge krav 1, 2 eller 3, karakterisert ved at den åpne øvre enden av retursylinderen (36) har en radielt innoverstrekkende leppe (40), den åpne øvre enden (57) av oppsamlerinnretningen (56) har en radielt innoverstrekkende leppe.
5.
Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at den innbefatter en nedre støtteplate (60) som strekker seg tvers over beholderen (14) mellom innløpsvingene (54) og oppsamlingsinnretningen (56), støtteplaten (60) definerer en nedre grense av det sekundære rommet (58), innretningen (52) for å forbinde hovedvæskekammeret (31) og det sekundære rommet (58) omfatter et rør som går gjennom støtteplaten (60) og
6.
Anordning ifølge krav 5, karakterisert ved at en topplate (64) er anbrakt i en avstand over støtteplaten (60) og strekker seg tvers over beholderen (14) over oppsamlerinnretningen (56), den åpne øvre enden av oppsamlerinnretningen (56) strekker seg gjennom topplaten (64) og minst ett hull (62) i topplaten (64) for mottaking av separert olje/væske som går over topplaten (64), gjennom topplaten (64) for å returnere til hovedvæskekammeret (31).
7.
Anordning ifølge et hvilket som helst av de foregående kravene, karakterisert ved at olje-/væskeeksportutløpet (22) strekker seg gjennom en side av beholderen/tanken (14) ved en nedre ende av beholderen (14) som er i forbindelse med hovedolje-/væskekammeret (31).
8.
Anordning ifølge krav 3, karakterisert ved at avstanden (46) mellom den øvre enden av oppsamlerinnretningen (56) og den nedre enden av de buede armene (34) er omtrent 1,2 meter.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US33735994A | 1994-11-10 | 1994-11-10 |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO954512D0 NO954512D0 (no) | 1995-11-09 |
| NO954512L NO954512L (no) | 1996-05-13 |
| NO309587B1 true NO309587B1 (no) | 2001-02-19 |
Family
ID=23320251
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO954512A NO309587B1 (no) | 1994-11-10 | 1995-11-09 | Anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brönnhodefluid |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6364940B1 (no) |
| EP (1) | EP0711903B1 (no) |
| JP (1) | JP2767574B2 (no) |
| AR (1) | AR001043A1 (no) |
| CA (1) | CA2162437C (no) |
| DE (1) | DE69511821T2 (no) |
| NO (1) | NO309587B1 (no) |
| RU (1) | RU2156637C2 (no) |
Families Citing this family (50)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6004385A (en) * | 1998-05-04 | 1999-12-21 | Hudson Products Corporation | Compact gas liquid separation system with real-time performance monitoring |
| ID29448A (id) * | 1998-12-31 | 2001-08-30 | Shell Int Research | Metode penghilangan benda-benda terkondensasi dari suatu aliran gas alam, pada kepala sumur di bagian hilir kokas kepala sumur |
| EP1029596A1 (en) * | 1999-02-15 | 2000-08-23 | Hudson Products Corporation | Gas/liquid mixture separation |
| FR2798864B1 (fr) * | 1999-09-24 | 2001-12-14 | Inst Francais Du Petrole | Systeme de separation gaz/liquide intervenant dans un procede de conversion d'hydrocarbures |
| NO20000816D0 (no) * | 2000-02-18 | 2000-02-18 | Kvaerner Oilfield Prod As | Anordning og fremgangsmåte for separasjon av gass og væske i en brønnstrøm |
| GB0012097D0 (en) * | 2000-05-19 | 2000-07-12 | Ingen Process Limited | Dual purpose device |
| DE10155791C1 (de) * | 2001-11-14 | 2003-07-17 | Starck H C Gmbh | Verfahren zum elektrochemischen Aufschluss von Superlegierungen |
| CN1327925C (zh) | 2002-04-29 | 2007-07-25 | 国际壳牌研究有限公司 | 旋涡溢流管位置可调的旋流式流体分离器 |
| US7261766B2 (en) | 2002-04-29 | 2007-08-28 | Shell Oil Company | Supersonic fluid separation enhanced by spray injection |
| AU2003267040B2 (en) | 2002-09-02 | 2006-12-21 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Cyclonic fluid separator |
| US7252703B2 (en) * | 2003-06-30 | 2007-08-07 | Honeywell International, Inc. | Direct contact liquid air contaminant control system |
| CA2558060C (en) * | 2004-03-19 | 2012-01-24 | Shell Canada Limited | Method and separator for cyclonic separation of a fluid mixture |
| US7059311B2 (en) | 2004-08-12 | 2006-06-13 | Shiloh Industries, Inc. | Air/oil separating device |
| FR2875655B1 (fr) | 2004-09-17 | 2006-11-24 | Cit Alcatel | Dispositif de commutation optique reconfigurable |
| US7806669B2 (en) * | 2005-03-25 | 2010-10-05 | Star Oil Tools Inc. | Pump for pumping fluids |
| JP2009503299A (ja) * | 2005-07-29 | 2009-01-29 | ロバート， エー． ベンソン， | 海底井戸からの産出物の輸送 |
| US8322434B2 (en) | 2005-08-09 | 2012-12-04 | Exxonmobil Upstream Research Company | Vertical annular separation and pumping system with outer annulus liquid discharge arrangement |
| US8136600B2 (en) | 2005-08-09 | 2012-03-20 | Exxonmobil Upstream Research Company | Vertical annular separation and pumping system with integrated pump shroud and baffle |
| US7875103B2 (en) * | 2006-04-26 | 2011-01-25 | Mueller Environmental Designs, Inc. | Sub-micron viscous impingement particle collection and hydraulic removal system |
| NO326078B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-09-15 | Shell Int Research | Fluidseparasjonskar |
| CN100451570C (zh) * | 2006-09-30 | 2009-01-14 | 张希茂 | 储气式玻璃管量油装置 |
| US7905946B1 (en) | 2008-08-12 | 2011-03-15 | The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration | Systems and methods for separating a multiphase fluid |
| SE533471C2 (sv) * | 2009-02-05 | 2010-10-05 | Alfa Laval Corp Ab | Anläggning för avskiljning av olja från en gasblandning samt förfarande för avskiljning av olja från en gasblandning |
| JP5242539B2 (ja) * | 2009-11-16 | 2013-07-24 | 株式会社ミンガス | ガス分離装置 |
| US20120155964A1 (en) * | 2010-06-25 | 2012-06-21 | George Carter | Universal Subsea Oil Containment System and Method |
| IT1401274B1 (it) * | 2010-07-30 | 2013-07-18 | Nuova Pignone S R L | Macchina sottomarina e metodi per separare componenti di un flusso di materiale |
| US8940067B2 (en) | 2011-09-30 | 2015-01-27 | Mueller Environmental Designs, Inc. | Swirl helical elements for a viscous impingement particle collection and hydraulic removal system |
| CN103452553B (zh) * | 2012-06-01 | 2016-03-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 多功能油气井套管气液分离及过滤干燥装置 |
| US10052568B2 (en) | 2013-03-28 | 2018-08-21 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for gas-liquid separators |
| CN104632137B (zh) * | 2013-11-08 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种自压远控式凝析油密闭回收工艺方法及装置 |
| US9199251B1 (en) | 2013-11-26 | 2015-12-01 | Kbk Industries, Llc | Desanding, flow splitting, degassing vessel |
| US9744478B1 (en) | 2014-07-22 | 2017-08-29 | Kbk Industries, Llc | Hydrodynamic water-oil separation breakthrough |
| US9884774B1 (en) | 2015-02-04 | 2018-02-06 | Kbk Industries, Llc | Highly retentive automatically skimmable tank |
| US10023317B2 (en) * | 2015-06-23 | 2018-07-17 | The Boeing Company | Flight deck takeoff duct and trim air mix muff |
| CN105927210B (zh) * | 2016-06-27 | 2023-03-24 | 新疆石油工程设计有限公司 | 一体化自动选井计量装置及多流程自动计量油井产量方法 |
| US10668428B2 (en) | 2016-08-24 | 2020-06-02 | Honeywell International Inc. | Apparatus and methods for enhancing gas-liquid contact/separation |
| JP6375418B1 (ja) * | 2017-07-06 | 2018-08-15 | 株式会社ミンガス | ガス分離装置 |
| CN108612515A (zh) * | 2018-06-15 | 2018-10-02 | 西南石油大学 | 一种带螺旋稳流锥的海底水合物井下分离装置 |
| CN108979616B (zh) * | 2018-08-22 | 2023-12-19 | 宁波信意达油气技术合伙企业(有限合伙) | 一种井口采出物的分水系统及分水处理方法 |
| MX2021013915A (es) | 2019-05-16 | 2023-02-28 | David C Wright | Bomba duplex submarina, sistema de bombeo submarino y metodo de bombeo submarino. |
| US11459511B2 (en) | 2020-04-09 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Crude stabilizer bypass |
| US11845902B2 (en) | 2020-06-23 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Online analysis in a gas oil separation plant (GOSP) |
| US11794893B2 (en) | 2020-09-08 | 2023-10-24 | Frederick William MacDougall | Transportation system for transporting organic payloads |
| CA3191564A1 (en) | 2020-09-08 | 2022-03-17 | Frederick William Macdougall | Coalification and carbon sequestration using deep ocean hydrothermal borehole vents |
| CN112302614B (zh) * | 2020-11-02 | 2022-06-07 | 青岛理工大学 | 紧凑l型柱锥组合管式三级轴流脱气装置 |
| CN113694567B (zh) * | 2021-09-15 | 2022-10-28 | 中国石油大学(华东) | 两级气液混合锥形螺旋场分离装置 |
| US11548784B1 (en) | 2021-10-26 | 2023-01-10 | Saudi Arabian Oil Company | Treating sulfur dioxide containing stream by acid aqueous absorption |
| US12116326B2 (en) | 2021-11-22 | 2024-10-15 | Saudi Arabian Oil Company | Conversion of hydrogen sulfide and carbon dioxide into hydrocarbons using non-thermal plasma and a catalyst |
| US11926799B2 (en) | 2021-12-14 | 2024-03-12 | Saudi Arabian Oil Company | 2-iso-alkyl-2-(4-hydroxyphenyl)propane derivatives used as emulsion breakers for crude oil |
| CN118327537A (zh) * | 2024-05-06 | 2024-07-12 | 中国石油大学(北京) | 气液分离装置和采油装置 |
Family Cites Families (36)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE109804C (no) | ||||
| US791517A (en) | 1904-02-11 | 1905-06-06 | Samuel M Walker | Smoke-consumer and cinder-arrester. |
| US2004468A (en) | 1932-04-02 | 1935-06-11 | Centrifix Corp | Centrifugal separator |
| US2037426A (en) * | 1935-08-09 | 1936-04-14 | Smith Separator Corp | Oil and gas separator |
| US2284513A (en) | 1939-09-30 | 1942-05-26 | Richard W Coward | Ash arrester |
| US2256524A (en) * | 1940-05-02 | 1941-09-23 | Vulean Steel Tank Corp | Oil and gas separator |
| US2533977A (en) * | 1949-11-12 | 1950-12-12 | Arabian American Oil Company | Separator |
| US2792075A (en) | 1954-06-22 | 1957-05-14 | Thermix Corp | Apparatus for separating suspended mist particles from gases |
| US2923377A (en) | 1955-08-19 | 1960-02-02 | Babcock & Wilcox Co | Liquid vapor separating vessel |
| US2862479A (en) | 1956-04-06 | 1958-12-02 | Babcock & Wilcox Co | Vapor generating unit |
| NL299913A (no) | 1963-10-30 | |||
| CH420061A (de) | 1964-09-02 | 1966-09-15 | Sulzer Ag | Trennorgan zum Trennen einer flüssigen Phase aus der Strömung einer gasförmigen Phase |
| US3324634A (en) | 1965-05-05 | 1967-06-13 | Babcock & Wilcox Co | Vapor-liquid separator |
| US3360908A (en) | 1966-08-15 | 1968-01-02 | Gen Electric | Nested vortex separator |
| US3488927A (en) | 1967-10-23 | 1970-01-13 | Shell Oil Co | Gas-liquid cyclone separator |
| US3788282A (en) | 1968-06-27 | 1974-01-29 | Babcock & Wilcox Co | Vapor-liquid separator |
| US3641745A (en) * | 1969-01-31 | 1972-02-15 | Lester P Moore | Gas liquid separator |
| US3654748A (en) * | 1970-02-26 | 1972-04-11 | Worthington Corp | Multistage liquid and gas separator |
| US3710556A (en) | 1970-11-20 | 1973-01-16 | Foster Wheeler Corp | Protected pressure release valve |
| US3796026A (en) | 1971-04-05 | 1974-03-12 | Farr Co | Liquid-gas separator |
| SE7309949L (sv) | 1973-07-16 | 1975-01-17 | Atomenergi Ab | Separator for en behandling av anga och vatten. |
| US4015960A (en) | 1975-03-17 | 1977-04-05 | Heat/Fluid Engineering Corporation | Centrifugal separator for separating entrained liquid from a stream of liquid-bearing gases |
| US4077362A (en) | 1976-09-13 | 1978-03-07 | Babcock & Wilcox, Limited | Steam-water separator arrangement |
| US4238210A (en) | 1979-04-26 | 1980-12-09 | Siegfried Bulang | Particle-removal apparatus |
| US4252196A (en) | 1979-05-07 | 1981-02-24 | Baker International Corporation | Control tool |
| FR2472946A1 (fr) * | 1980-01-04 | 1981-07-10 | Commissariat Energie Atomique | Dispositif de separation des phases liquide et vapeur d'un fluide et generateur de vapeur comprenant des dispositifs de ce type |
| US4289514A (en) | 1980-06-25 | 1981-09-15 | The Babcock & Wilcox Company | Stacked re-entrant arm vapor-liquid separator |
| US4349360A (en) | 1980-09-18 | 1982-09-14 | Shell Oil Company | Fluid treating column and apparatus for treating mixtures of liquid and gas |
| GB2124929B (en) * | 1982-07-22 | 1986-03-12 | Trw Inc | Liquid gas separator |
| US4629481A (en) * | 1985-01-18 | 1986-12-16 | Westinghouse Electric Corp. | Low pressure drop modular centrifugal moisture separator |
| US4648890A (en) | 1985-02-27 | 1987-03-10 | The Babcock & Wilcox Company | Combination downflow-upflow vapor-liquid separator |
| EP0195464B1 (en) | 1985-03-05 | 1989-04-19 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Column for removing liquid from a gas |
| GB8707306D0 (en) | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Underwater oilfield separator |
| FR2628142B1 (fr) | 1988-03-02 | 1990-07-13 | Elf Aquitaine | Dispositif de separation huile gaz en tete d'un puits sous-marin |
| US5033915A (en) | 1989-10-27 | 1991-07-23 | The Babcock & Wilcox Company | Low pressure drop steam/water conical cyclone separator |
| US5209765A (en) * | 1991-05-08 | 1993-05-11 | Atlantic Richfield Company | Centrifugal separator systems for multi-phase fluids |
-
1995
- 1995-11-06 EP EP95307876A patent/EP0711903B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-11-06 DE DE69511821T patent/DE69511821T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-11-08 AR AR33415895A patent/AR001043A1/es unknown
- 1995-11-08 CA CA002162437A patent/CA2162437C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-11-09 JP JP7314910A patent/JP2767574B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1995-11-09 NO NO954512A patent/NO309587B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-11-09 RU RU95119418/12A patent/RU2156637C2/ru active
-
1996
- 1996-08-13 US US08/695,947 patent/US6364940B1/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0711903B1 (en) | 1999-09-01 |
| JP2767574B2 (ja) | 1998-06-18 |
| DE69511821T2 (de) | 2000-01-13 |
| NO954512D0 (no) | 1995-11-09 |
| EP0711903A2 (en) | 1996-05-15 |
| JPH08238402A (ja) | 1996-09-17 |
| EP0711903A3 (en) | 1997-08-20 |
| DE69511821D1 (de) | 1999-10-07 |
| NO954512L (no) | 1996-05-13 |
| RU2156637C2 (ru) | 2000-09-27 |
| CA2162437A1 (en) | 1996-05-11 |
| AR001043A1 (es) | 1997-09-24 |
| US6364940B1 (en) | 2002-04-02 |
| CA2162437C (en) | 2001-05-01 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO309587B1 (no) | Anordning for separering av en olje-/væskefase fra en gassfase i et brönnhodefluid | |
| KR101287374B1 (ko) | 액체/액체/가스/고체 혼합물을 분리하기 위한 세퍼레이터 | |
| US7314559B2 (en) | Separator | |
| NO316855B1 (no) | Skrueseparator og fremgangsmate til drift av skrueseparatoren | |
| US11173427B2 (en) | Device for separating solids from a fluid stream | |
| NO315028B1 (no) | Fremgangsmate og et system for separering av en blanding | |
| EA009424B1 (ru) | Сепаратор для циклонного сепарирования газообразных и жидких фракций | |
| CA2824443C (en) | Separation of two fluid immiscible phases for downhole applications | |
| WO2014150836A1 (en) | Apparatus and method for gas-liquid separation | |
| US3212234A (en) | Separation method and apparatus | |
| NO318568B1 (no) | Innretning for separasjon av en blanding av fluider | |
| RU2268999C2 (ru) | Скважина и способ добычи нефти из подземного пласта через скважину | |
| BRPI0619574A2 (pt) | método e aparelho para separação de partìculas submergidas a partir de um fluido | |
| NO316428B1 (no) | Fremgangsmåte ved separasjon, utlöpsarrangement for en separator og fremgangsmåte for å orientere utlöpsarrangementet | |
| RU2695207C2 (ru) | Фазовый сепаратор с использованием разности давлений | |
| US1994110A (en) | Oil and gas separator | |
| US9084947B2 (en) | Apparatus and methods for conveying a flow of oil-containing liquid into an oil separation skim tank, and skim tanks including the same | |
| NO20120521A1 (no) | Undervanns separasjonssystemer | |
| RU221428U1 (ru) | Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) | |
| RU2807372C1 (ru) | Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) | |
| Suleimanov et al. | Optimization of the design of the scrubber separator slug catcher | |
| CN117946734A (zh) | 一种油气水三相分离器 | |
| WO2017118586A1 (en) | An arrangement for removing liquid from a flow of natural gas in a gas pipe | |
| WO2016209086A1 (en) | Separator system and method for breaking down a dispersion band | |
| NZ704897B2 (en) | A desanding apparatus and system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN MAY 2002 |