NO311103B1

NO311103B1 - Process for facilitating the separation of a crude oil stream and aqueous phase

Info

Publication number: NO311103B1
Application number: NO20000637A
Authority: NO
Inventors: Jon Grepstad
Original assignee: Jon Grepstad
Priority date: 2000-02-08
Filing date: 2000-02-08
Publication date: 2001-10-08
Also published as: WO2001059257A1; NO20000637L; AU2001234260A1; NO20000637D0

Description

Oppfinnelsens område Field of the invention

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte for å lette separasjonen av en råoljestrøms oljefase og vannfase, idet råoljestrømmen i tillegg til å inneholde formasjonsvann, også kan inneholde injeksjonsvann, og hvor råoljestrømmen produseres til overflaten via én eller flere produksjonsbrønner fra ett eller flere underjordiske reservoarer. The invention relates to a method for facilitating the separation of a crude oil stream's oil phase and water phase, since the crude oil stream, in addition to containing formation water, can also contain injection water, and where the crude oil stream is produced to the surface via one or more production wells from one or more underground reservoirs.

Oppfinnelsens bakgrunn The background of the invention

Bakgrunnen for oppfinnelsen er de ulemper som ofte oppstår i forbindelse med prosessering av råoljer, og i særdeleshet tyngre råoljer, og hvor ulempene i det vesentlige kan til-skrives høy egenvekt på råolje. The background for the invention is the disadvantages that often arise in connection with the processing of crude oils, and in particular heavier crude oils, and where the disadvantages can essentially be attributed to the high specific gravity of crude oil.

En råoljes egenvekt kan variere i stor grad fra én oljeforekomst til en annen, idet én oljeforekomst kan utgjøres av veldig tung råolje med en egenvekt på eksempelvis 1,03 kg/dm<3>, mens en annen oljeforekomst kan utgjøres av veldig lett råolje med en egenvekt på eksempelvis 0,74 kg/dm<3>. Til sammenlikning er egenvekten på rent vann 1,00 kg/dm<3>, mens egenvekten på formasjonsvann vanligvis er noe høyere pga. oppløste salter i formasjonsvannet. A crude oil's specific gravity can vary greatly from one oil deposit to another, as one oil deposit can be made up of very heavy crude oil with a specific gravity of, for example, 1.03 kg/dm<3>, while another oil deposit can be made up of very light crude oil with a specific weight of, for example, 0.74 kg/dm<3>. For comparison, the specific gravity of pure water is 1.00 kg/dm<3>, while the specific gravity of formation water is usually somewhat higher due to dissolved salts in the formation water.

I forhold til lettere og mer flyktige råoljer, inneholder Compared to lighter and more volatile crude oils, contains

tunge råoljer lite oppløst gass, dvs. kun små mengder av lettere hydrokarbonkomponenter som bl.a. metan, butan, propan og etan. Likeledes inneholder tunge råoljer forholdsmessig stør-re mengder av de tunge hydrokarbonkomponentene, noe som fører til at tunge råoljers egenvekt ligger nær ved eller, i noen heavy crude oils little dissolved gas, i.e. only small amounts of lighter hydrocarbon components such as methane, butane, propane and ethane. Likewise, heavy crude oils contain proportionately larger amounts of the heavy hydrocarbon components, which leads to the specific gravity of heavy crude oils being close to or, in some

tilfeller, er større enn egenvekten på produsert formasjonsvann. cases, is greater than the specific gravity of produced formation water.

Kjent teknikk Known technique

Når en produsert råolje ankommer overflaten, strømmer råoljen vanligvis gjennom minst én trykkreduksjonsventil, slik at rå-oljetrykket derved senkes til det eller de egnede trykk for viderebehandling av råoljen. Ifølge konvensjonell separa-sjonsteknikk utføres en slik viderebehandling i separasjons-tanker, heretter benevnt separatorer, i et hovedseparasjonsanlegg. En slik separator benevnes ut i fra om den er anbrakt liggende eller stående i separasjonsanlegget som en horison-tal separator eller en vertikal separator, og hvor horisontale separatorer er de mest vanlige separatorer i et separa-sjonsanlegg. Alternativt kan en separator ut i fra sin funksjonsmåte, eller sitt separasjonsprinsipp, benevnes eksempelvis en syklon- eller sentrifugalseparator. I hovedsepa-ras jonsanlegget separeres råoljen i slike separatorer og of-test gjennom minst to i nedstrøms retning påfølgende separasjonstrinn, idet råoljeseparasjon ved ett separasjonstrinn utføres ved ett separatortrykk, mens råoljeseparasjon ved et annet separasjonstrinn utføres ved et annet separatortrykk. Råoljeseparasjon ved det første nedstrøms separasjonstrinn (førstetrinnsseparasjon) utføres vanligvis ved det høyeste separatortrykk (det første trykktrinn) i hovedseparasjonsanlegget, mens råoljeseparasjon ved det neste nedstrøms separasjonstrinn (andretrinnsseparasjon) vanligvis utføres ved det nest-høyeste separatortrykk (det andre trykktrinn) i hoved-separas jonsanlegget , idet råoljens trykk reduseres gjennom minst én tilhørende trykkreduksjonsventil beliggende mellom separasjonstrinnene. Ved førstetrinnsseparasjon skilles vanligvis det meste av råoljens gassfase, hovedsakelig metan-gass, fra råoljens væskefase, samtidig som vann grovutskilles fra råoljens væskefase. Man utnytter gravitasjonskraften, slik at det meste av vannet, som normalt har høyere egenvekt enn råoljen, skiller seg ut og synker ned mot bunnen av separatoren, mens gass skiller seg fra, eller drives ut av, råoljens væskefase og stiger over væskeoverflaten og samles i øv-re del av førstetrinnsseparatoren. Dette fører til at olje samles i et mellomliggende sjikt i separatoren. Deretter kan råoljens gass- og væskefaser ledes vekk fra separatoren i se-parate grenstrømmer. 01jegrenstrømmen, som nå utgjøres av råolje med en vesentlig mindre andel gass og vann, transporteres vanligvis videre gjennom minst én trykkreduksjonsventil til andretrinnsseparasjon i den neste nedstrøms separator. I denne separator finutskilles gjenværende vann i råoljen, samtidig som det meste av gjenværende løst gass drives ut av råoljen på grunn av det lavere separatortrykk som her anvendes. For å oppnå en tilfredsstillende kvalitet på de eksportklare petroleumsprodukter, kan det i noen tilfeller være nødvendig å videreseparere råoljen gjennom ytterligere nedstrøms sepa-ras jonstrinn, idet man senker separatortrykket for hvert på-følgende nedstrøms separasjonstrinn. When a produced crude oil arrives at the surface, the crude oil usually flows through at least one pressure reduction valve, so that the crude oil pressure is thereby lowered to the suitable pressure or pressures for further processing of the crude oil. According to conventional separation technology, such further treatment is carried out in separation tanks, hereafter referred to as separators, in a main separation plant. Such a separator is named according to whether it is placed horizontally or vertically in the separation plant as a horizontal separator or a vertical separator, and where horizontal separators are the most common separators in a separation plant. Alternatively, based on its mode of operation, or its separation principle, a separator can be called, for example, a cyclone or centrifugal separator. In the main separation plant, the crude oil is separated in such separators and of-tested through at least two successive separation stages in the downstream direction, with crude oil separation at one separation stage being carried out at one separator pressure, while crude oil separation at another separation stage is carried out at a different separator pressure. Crude oil separation at the first downstream separation stage (first stage separation) is usually carried out at the highest separator pressure (first pressure stage) in the main separation plant, while crude oil separation at the next downstream separation stage (second stage separation) is usually carried out at the second highest separator pressure (second pressure stage) in the main separation ion plant, as the pressure of the crude oil is reduced through at least one associated pressure reduction valve located between the separation stages. In first-stage separation, most of the gas phase of the crude oil, mainly methane gas, is usually separated from the liquid phase of the crude oil, while water is roughly separated from the liquid phase of the crude oil. The force of gravity is used, so that most of the water, which normally has a higher specific gravity than the crude oil, separates out and sinks towards the bottom of the separator, while gas separates from, or is driven out of, the liquid phase of the crude oil and rises above the liquid surface and collects in upper part of the first stage separator. This causes oil to collect in an intermediate layer in the separator. The gas and liquid phases of the crude oil can then be led away from the separator in separate branch streams. The 01je branch stream, which now consists of crude oil with a significantly smaller proportion of gas and water, is usually transported further through at least one pressure reduction valve to second-stage separation in the next downstream separator. In this separator, remaining water in the crude oil is finely separated, while most of the remaining dissolved gas is driven out of the crude oil due to the lower separator pressure used here. In order to achieve a satisfactory quality of the export-ready petroleum products, it may in some cases be necessary to further separate the crude oil through additional downstream separation steps, lowering the separator pressure for each subsequent downstream separation step.

For å oppnå god separasjon mellom råolje og vann, må separatoren^) lages tilstrekkelig stor(e) slik at oppholdstiden for den gjennomstrømmende råolje blir lang nok til at olje og vann blir tilfredsstillende separert. For en tung råolje, eksempelvis med egenvekt på 0,92 kg/dm<3>, er det vanlig at en separator blir utformet med tanke på oppholdstider på eksempelvis 10 minutter eller mer. Tilsvarende kan oppholdstiden for en lett råolje eksempelvis være 3-5 minutter. In order to achieve good separation between crude oil and water, the separator^) must be made sufficiently large so that the residence time for the flowing crude oil is long enough for the oil and water to be satisfactorily separated. For a heavy crude oil, for example with a specific gravity of 0.92 kg/dm<3>, it is common for a separator to be designed with a residence time of, for example, 10 minutes or more in mind. Similarly, the residence time for a light crude oil can be, for example, 3-5 minutes.

For å bryte ned de fleste former for emulsjoner mellom olje og vann, lar man ofte separatoren operere ved høye temperatu-rer. I tillegg er det gunstig å opprettholde en høy grad av vannsirkulasjon gjennom separasjonstrinnene, idet det samtidig tilsettes større mengder med emulsjonsbrytende kjemikalier. Til slutt, og nedstrøms av andretrinnsseparasjonen, kan råoljen eventuelt føres inn i og behandles i en stor tilleggsseparator forsynt med et elektrostatisk filter, hvori de siste rester av vann fjernes fra oljen. In order to break down most forms of emulsions between oil and water, the separator is often allowed to operate at high temperatures. In addition, it is beneficial to maintain a high degree of water circulation through the separation steps, as larger amounts of emulsion-breaking chemicals are added at the same time. Finally, and downstream of the second-stage separation, the crude oil may optionally be fed into and processed in a large additional separator fitted with an electrostatic filter, in which the last traces of water are removed from the oil.

I denne sammenheng nevnes også patentpublikasjonene In this context, the patent publications are also mentioned

NO A 832008 og US 4,919,207 som relevant kjent teknikk, mens US 5,882,506 angis som bakgrunnsteknikk. NO A 832008 and US 4,919,207 as relevant prior art, while US 5,882,506 is indicated as background technology.

Publikasjonen NO A 832008 omhandler en fremgangsmåte for produksjon av en hydrokarbonforekomst, og spesielt for å øke forekomstens utstrømning, ved å lette utstrømningens oppstig-ning til et prosesseringsanlegg. Fremgangsmåten består i å utvinne lette kondensable og/eller gassformede fraksjoner fra utstrømningen, uansett om disse er inneholdt i liten mengde, og å re-injisere fraksjonene i én eller flere brønner The publication NO A 832008 deals with a method for the production of a hydrocarbon deposit, and in particular for increasing the outflow of the deposit, by facilitating the ascent of the outflow to a processing plant. The method consists of extracting light condensable and/or gaseous fractions from the outflow, regardless of whether these are contained in small quantities, and re-injecting the fractions into one or more wells

og/eller i selve forekomsten. Oppfinnelsen ifølge NO A 832008 omfatter bl.a. anvendelse av et anlegg for oppvarming av ut- and/or in the instance itself. The invention according to NO A 832008 includes i.a. application of a facility for heating the out-

strømningen og minst én separator for behandling av gassformede, flytende og faste faser i utstrømningen. Oppvarmingen foretas oppstrøms av den minst ene separator og øker avdri-vingen av nevnte lette fraksjoner fra utstrømningens oljefase. Ved kontinuerlig å re-injisere de på denne måte produserte lette hydrokarbonfraksjoner, danner man en stadig økende reserve av kondensater og gass som kan anvendes til å øke forekomstens utstrømningsrate. Injeksjon av slike lette hyd-rokarbonf raks joner reduserer bl.a. utstrømningens viskositet og egenvekt, og derved det hydrostatiske trykk i brønnen, slik at man derved øker brønnens produksjonsevne. Dette er spesielt fordelaktig i forbindelse med utvinning av tunge og/eller høyviskøse råoljer. Fremgangsmåten ifølge NO A 832008 beskriver således en tidlig avdriving av lette the flow and at least one separator for treating gaseous, liquid and solid phases in the outflow. The heating is carried out upstream of the at least one separator and increases the removal of said light fractions from the oil phase of the outflow. By continuously re-injecting the light hydrocarbon fractions produced in this way, an ever-increasing reserve of condensates and gas is formed which can be used to increase the deposit's outflow rate. Injection of such light hydrocarbon fractions reduces i.a. the viscosity and specific gravity of the outflow, and thereby the hydrostatic pressure in the well, so that the production capacity of the well is thereby increased. This is particularly advantageous in connection with the extraction of heavy and/or highly viscous crude oils. The method according to NO A 832008 thus describes an early removal of light

hydrokarbonfraksjoner fra utstrømningens oljefase, hvilket er vesentlig forskjellig fra fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse hvor man søker å beholde slike lette hydro-karbonf raks joner lengst mulig i råoljestrømmen under dens nedstrøms separering i et hovedseparasjonsanlegg. hydrocarbon fractions from the oil phase of the outflow, which is significantly different from the method according to the present invention where one seeks to retain such light hydrocarbon fractions as long as possible in the crude oil stream during its downstream separation in a main separation plant.

Publikasjonen US 4,919,207 omhandler en fremgangsmåte for å produsere en spesiell råolje fra en underjordisk råoljefore-komst, idet en slik spesiell råolje eksempelvis er en høy-viskøs råolje eller en råolje inneholdende en stor mengde voks. Når en slik råolje ved produksjon løftes fra et reservoar og opp gjennom en brønn, vil råoljens temperatur senkes, hvilket kan føre til at det avsettes voks som kan tilstoppe brønnen. For å hindre at dette problem oppstår, kan man iføl-ge denne publikasjon injisere en gassolje ("crude gas oil") i brønnens råoljestrøm, noe som senker råoljens flytepunkt ("pour point"), slik at voks ikke avsettes i brønnen. Derimot er en slik gassolje ikke alltid tilgjengelig ved enhver an-ledning. Ifølge US 4,919,207 kan man fremskaffe en slik gassolje ved å anvende en ekstraksjons-/separasjonsprosess i kom-binasjon med den produserte råoljes produksjonssystem. Fremgangsmåten beskrevet i US 4,919,207 består i å ekstrahere/separere nevnte gassolje fra råoljen, idet en del av denne gassolje samtidig injiseres i brønnen. Således fremskaffer man en gassolje som kan resirkuleres kontinuerlig, og hvor blandbarheten mellom råoljen og gassoljen derved er god. I nevnte ekstraksjons-/separasjonsprosess blander man en såkalt resykleringsolje ("recycle oil") som utgjøres av lette hydrokarbonkomponenter, med den aktuelle råoljestrøm, eksempelvis en tung råolje. I nevnte prosess har resykleringsoljen som funksjon å ekstrahere gassolje fra råoljestrømmen. I et ned-strøms separasjonstrinn separeres gassoljen og resykleringsoljen fra råoljen. I et ytterligere nedstrøms separasjonstrinn separeres gassoljen og resykleringsoljen i to separat utløpende grenstrømmer. Grenstrømmen med gassolje føres tilbake og injiseres i brønnens råoljestrøm, slik at råoljens flytepunkt senkes. Derimot føres grenstrømmen med resykleringsolje tilbake til en blandeinnretning på overflaten for der å sammenblandes med råoljestrømmen, slik at resyklerings-ol je deretter kan resirkuleres/gjenvinnes i nevnte ekstraksjons/separasjonsprosess. Fremgangsmåten ifølge US 4,919,207 beskriver således anvendelse av en resykleringsolje bestående av lette hydrokarbonfraksjoner til å ekstrahere/separere ut den nevnte gassolje fra råoljestrømmen, hvilket er vesentlig forskjellig fra fremgangsmåten ifølge den foreliggende oppfinnelse som søker å forbedre separasjonen av en råoljestrøms oljefase og vannfase. The publication US 4,919,207 deals with a method for producing a special crude oil from an underground crude oil deposit, such a special crude oil being, for example, a high-viscosity crude oil or a crude oil containing a large amount of wax. When such crude oil during production is lifted from a reservoir and up through a well, the temperature of the crude oil will be lowered, which can cause wax to be deposited that can clog the well. To prevent this problem from occurring, according to this publication, one can inject a gas oil ("crude gas oil") into the well's crude oil flow, which lowers the crude oil's pour point ("pour point"), so that wax is not deposited in the well. On the other hand, such gas oil is not always available for every occasion. According to US 4,919,207, such a gas oil can be obtained by using an extraction/separation process in combination with the produced crude oil's production system. The method described in US 4,919,207 consists of extracting/separating said gas oil from the crude oil, with a part of this gas oil being simultaneously injected into the well. In this way, a gas oil is obtained which can be recycled continuously, and where the miscibility between the crude oil and the gas oil is thereby good. In the said extraction/separation process, a so-called recycling oil ("recycle oil") which consists of light hydrocarbon components is mixed with the current crude oil stream, for example a heavy crude oil. In the aforementioned process, the function of the recycling oil is to extract gas oil from the crude oil stream. In a downstream separation step, the gas oil and the recycling oil are separated from the crude oil. In a further downstream separation step, the gas oil and the recycling oil are separated into two separately exiting branch streams. The branch stream with gas oil is fed back and injected into the well's crude oil stream, so that the crude oil's pour point is lowered. In contrast, the branch stream with recycling oil is returned to a mixing device on the surface to be mixed with the crude oil stream, so that the recycling oil can then be recycled/recovered in the aforementioned extraction/separation process. The method according to US 4,919,207 thus describes the use of a recycling oil consisting of light hydrocarbon fractions to extract/separate the aforementioned gas oil from the crude oil stream, which is significantly different from the method according to the present invention which seeks to improve the separation of a crude oil stream's oil phase and water phase.

i Publikasjonen US 5,882,506 omhandler en fremgangsmåte for gjenvinning av prosesserbar olje fra umedgjørlige emulsjoner, in Publication US 5,882,506 deals with a method for recovering processable oil from insoluble emulsions,

bundne oljestoffer samt faststoffer i avfallsstrømmer, eksempelvis tunge og høyviskøse råoljer, fra raffinerier. Nevnte emulsjoner har høy viskositet og en egenvekt som nærmer seg egenvekten til vann. Denne fremgangsmåte er i realiteten en behandlingsmetode for spillvann som inneholder nevnte emulsjoner, bundne oljestoffer og faststoffer. Behandlingsmetoden omfatter prosessering av saltholdig vann fra en avsaltings-tank, og hvor det saltholdige vaskevann bl.a. inneholder slike umedgjørlige emulsjoner/stoffer. Under prosesseringen av en slik spillvannsstrøm skiller man ut, bl.a. ved hurtigfor-dampning ("flashing"), en oljeholdig faststoffstrøm som inneholder restkonsentrasjoner av tungolje, faststoffer og andre bundne oljestoffer, samt vann. Ved å blande sammen faststoff-strømmen og en strøm av lette hydrokarboner, reduseres blandingens viskositet samtidig som egenvekten til blandingens oljefase reduseres. Deretter kan olje-emulsjoner og faststoffer skilles fra vannet i en nedstrøms hydrosyklon. bound oily substances as well as solids in waste streams, for example heavy and highly viscous crude oils, from refineries. Said emulsions have a high viscosity and a specific gravity that approaches the specific gravity of water. This method is in reality a treatment method for waste water that contains the aforementioned emulsions, bound oily substances and solids. The treatment method includes the processing of salty water from a desalination tank, and where the salty washing water, among other things, contains such insoluble emulsions/substances. During the processing of such a waste water stream, e.g. by rapid evaporation ("flashing"), an oily solids stream containing residual concentrations of heavy oil, solids and other bound oily substances, as well as water. By mixing together the solids stream and a stream of light hydrocarbons, the viscosity of the mixture is reduced at the same time as the specific gravity of the oil phase of the mixture is reduced. Oil emulsions and solids can then be separated from the water in a downstream hydrocyclone.

Ulemper med kjent teknikk Disadvantages of prior art

Ved bruk av tradisjonelle separasjonsmetoder som utnytter When using traditional separation methods that utilize

gravitasjons- eller sentrifugalkraften til å separere stoffer eller væsker med forskjellig egenvekt, oppnår man bedre sepa-rasjonsgrad desto større egenvektforskjellen mellom råolje og vann er. Liten forskjell mellom egenvekten til en tung råolje og vann fører ofte til problemer med å effektivt skille olje fra vann i separatoren(e), noe som bevirker at man vanligvis må øke oppholdstiden for råoljen i separatoren(e), hvilket er tidkrevende og derved kostnadskrevende. Ved en gitt separasjonskapasitet vil en tung råoljes relativt lange oppholdstid i en separator kreve at separatoren utformes med større volum enn en separator for en lett råolje. For å oppnå lik separa-torkapasitet, fører dette til at en separator for tung råolje the gravitational or centrifugal force to separate substances or liquids with different specific gravity, the greater the difference in specific gravity between crude oil and water, the better degree of separation is achieved. A small difference between the specific gravity of a heavy crude oil and water often leads to problems in effectively separating oil from water in the separator(s), which means that you usually have to increase the residence time of the crude oil in the separator(s), which is time-consuming and therefore costly . At a given separation capacity, a heavy crude oil's relatively long residence time in a separator will require that the separator be designed with a larger volume than a separator for a light crude oil. To achieve equal separator capacity, this leads to a separator for heavy crude oil

eksempelvis kan være dobbelt så stor som en separator for en lett råolje, og hvor bl.a. utstyrskostnadene øker i takt med separatorstørrelsen. for example, can be twice as large as a separator for a light crude oil, and where i.a. equipment costs increase in line with the size of the separator.

Ved en gitt trykk- og temperaturtilstand er en tung råolje vanligvis mer seigtflytende, eller mer viskøs, enn en lett råolje. Rheologisk uttrykkes dette ved at en tung råolje har en større, eller høyere, viskositet enn en lett råolje. Når råolje strømmer gjennom rør og ventiler, dannes det olje/vann emulsjoner i større mengder i eksempelvis en tung råolje med stor viskositet enn i en tilsvarende råoljestrøm bestående av en lett og forholdsvis mindre viskøs råolje. Ved nedstrøms separasjon av råoljen kan slike emulsjoner være vanskelige å løse opp, og det er derfor fordelaktig å begrense dannelsen av olje/vann emulsjoner mest mulig. Når råolje strømmer gjennom rør og ventiler, fører høy viskositet i råoljen til stør-re dynamiske væsketrykktap enn de dynamiske væsketrykktap som oppstår i en tilsvarende råoljestrøm bestående av en mindre viskøs, og vanligvis lettere, råolje. Slike trykktap bevirker turbulent strømning og derved olje/vann emulsjoner, og dannelsen av slike emulsjoner øker som funksjon av økende væsketrykktap. Erfaringsmessig er slike emulsjoner vanskelige å bryte i den påfølgende råoljeseparasjon, hvilket bl.a. fører til at utstyrs- og prosesseringskostnadene øker. At a given pressure and temperature condition, a heavy crude oil is usually more viscous, or more viscous, than a light crude oil. Rheologically, this is expressed by the fact that a heavy crude oil has a greater, or higher, viscosity than a light crude oil. When crude oil flows through pipes and valves, oil/water emulsions are formed in larger quantities in, for example, a heavy crude oil with a high viscosity than in a corresponding crude oil flow consisting of a light and relatively less viscous crude oil. During downstream separation of the crude oil, such emulsions can be difficult to dissolve, and it is therefore advantageous to limit the formation of oil/water emulsions as much as possible. When crude oil flows through pipes and valves, high viscosity in the crude oil leads to greater dynamic fluid pressure losses than the dynamic fluid pressure losses that occur in a corresponding crude oil flow consisting of a less viscous, and usually lighter, crude oil. Such pressure losses cause turbulent flow and thereby oil/water emulsions, and the formation of such emulsions increases as a function of increasing liquid pressure loss. From experience, such emulsions are difficult to break in the subsequent crude oil separation, which i.a. causes equipment and processing costs to increase.

En tung, og derfor vanligvis høyviskøs, råolje fester seg med større bindingskrefter til reservoarets formasjonspartikler enn en lett, og derfor vanligvis lavviskøs, råolje. I en væs-kestrøm som produseres fra et reservoar vil derfor en høy-viskøs råolje i større grad enn en lavviskøs råolje trekke med seg formasjonspartikler inn i produksjonsrøret, hvor par-tiklene så medbringes i væskestrømmen opp til overflaten for viderebehandling. Dette er i særdeleshet et problem hvor re-servoarbergarten er løst sammensatt og derfor lett lar seg rive løs av nevnte væskestrøm fra reservoaret. Produksjon av mengder av formasjonspartikler kan skape betydelige produk-sjonsrelaterte problemer, eksempelvis ved at formasjonspartiklene må skilles fra den produserte væskefase og deretter deponeres på egnet sted. Separering av formasjonspartikler fra eksempelvis en tung råolje vanskeliggjøres ved at råoljens bindingskrefter til formasjonspartiklene er større enn de bindingskrefter som eventuelt ville ha eksistert i en lett, og forholdsvis mindre viskøs, råolje. Dette fører også til at utstyrs- og prosesseringskostnadene øker som funksjon av økt råoljeviskositet. A heavy, and therefore usually high-viscosity, crude oil attaches with greater binding forces to the reservoir's formation particles than a light, and therefore usually low-viscosity, crude oil. In a liquid stream produced from a reservoir, a high-viscosity crude oil will therefore draw formation particles into the production pipe to a greater extent than a low-viscosity crude oil, where the particles are then carried in the liquid stream up to the surface for further processing. This is particularly a problem where the reservoir rock is loosely composed and can therefore easily be torn loose by said fluid flow from the reservoir. Production of quantities of formation particles can create significant production-related problems, for example in that the formation particles must be separated from the produced liquid phase and then deposited in a suitable place. Separation of formation particles from, for example, a heavy crude oil is made difficult by the fact that the binding forces of the crude oil to the formation particles are greater than the binding forces that would possibly have existed in a light, and relatively less viscous, crude oil. This also leads to equipment and processing costs increasing as a function of increased crude oil viscosity.

Høy separatortemperatur for å bryte ned olje/vann emulsjoner krever i enkelte tilfeller at ekstra varmeenergi må tilføres for å oppnå optimal driftstemperatur. I tillegg kan man eventuelt anvende emulsjonsbrytende kjemikalier. Dette vil også føre til økte prosesskostnader samt eventuelle miljørelaterte problemer i forbindelse med håndtering av slike kjemikalier. High separator temperature to break down oil/water emulsions requires in some cases that additional heat energy must be supplied to achieve the optimum operating temperature. In addition, you can optionally use emulsion-breaking chemicals. This will also lead to increased process costs as well as any environmental-related problems in connection with the handling of such chemicals.

En høy grad av vanngjennomstrømning gjennom separasjonstrinnene brukes som en metode for at det produserte vann lettere skal kunne skille seg fra råoljen, noe som oppnås ved at man varmer opp det produserte vann og deretter sirkulerer dette tilbake til førstetrinnsseparatoren. Dette krever ekstra pum-pekapasitet og derved økte utstyrskostnader, samtidig som økt vanngjennomstrømning i separatoren også fører til redusert separasjonskapasitet. A high degree of water flow through the separation stages is used as a method for the produced water to be more easily separated from the crude oil, which is achieved by heating the produced water and then circulating it back to the first stage separator. This requires extra pumping capacity and thereby increased equipment costs, while increased water flow in the separator also leads to reduced separation capacity.

Tidlig utskilling i en separasjonsprosess av kondensable og/eller gassformede fraksjoner fra en råoljestrøm, jfr. publikasjonen NO A 832008, kan føre til at egenvekten til ut-strømningens oljefase øker, slik at egenvektforskjellen mellom utstrømningens oljefase og vannfase derved avtar. Dette er ugunstig med hensyn til å fremskaffe optimale betingelser for nedstrøms gravitasjonsseparering av utstrømningen væskefaser, og hvor dette er særdeles ugunstig ved separering av en tung råolje. Early separation in a separation process of condensable and/or gaseous fractions from a crude oil stream, cf. the publication NO A 832008, can cause the specific gravity of the outflow's oil phase to increase, so that the specific gravity difference between the outflow's oil phase and water phase thereby decreases. This is unfavorable with regard to providing optimal conditions for downstream gravity separation of the outflow liquid phases, and where this is particularly unfavorable when separating a heavy crude oil.

Formålet med oppfinnelsen Purpose of the invention

Formålet med den foreliggende oppfinnelse er å skaffe til The purpose of the present invention is to provide

veie en fremgangsmåte for å lette, og derved å forbedre, separasjonen av en råoljestrøms oljefase og vannfase i forbindelse med at råoljestrømmen produseres til overflaten via én eller flere produksjonsbrønner fra ett eller flere underjordiske reservoarer. contemplate a method for facilitating, and thereby improving, the separation of a crude oil stream's oil phase and water phase in connection with the crude oil stream being produced to the surface via one or more production wells from one or more underground reservoirs.

Hvordan formålet oppnås How the purpose is achieved

Formålet realiseres ved at en i forhold til råoljen lettere hydrokarbonvæske, eksempelvis kondensat, injiseres i tilstrekkelige mengder i råoljestrømmen. Derved reduseres egen-vektf orskjellen mellom råoljens oljefase og vannfase. Hydrokarbonvæsken injiseres i én eller flere innblandingsposisjoner nedstrøms av det råoljeproduserende reservoar, eventuelt reservoarer, men oppstrøms av én eller flere tilhørende separatorer hvori andretrinnsseparasjon av råoljen utføres, og fortrinnsvis oppstrøms av én eller flere tilhørende separatorer hvori førstetrinnsseparasjon av råoljen utføres, i et for reservoaret tilknyttet hovedseparasjonsanlegg, men hvor hydrokarbonvæsken fortrinnsvis ikke injiseres direkte i noen av hovedseparasjonsanleggets separatorer. I denne sammenheng injiseres hydrokarbonvæsken i tilstrekkelige mengder til å redusere råoljens egenvekt med samlet mer enn 2% oppstrøms av andretrinnsseparatoren(e), og fortrinnsvis oppstrøms av før-stetrinnsseparatoren(e), i nevnte hovedseparasjonsanlegg. The purpose is realized by injecting sufficient quantities of a hydrocarbon liquid, for example condensate, which is lighter than the crude oil into the crude oil stream. Thereby, the specific gravity difference between the crude oil's oil phase and water phase is reduced. The hydrocarbon liquid is injected into one or more mixing positions downstream of the crude oil-producing reservoir, possibly reservoirs, but upstream of one or more associated separators in which second-stage separation of the crude oil is carried out, and preferably upstream of one or more associated separators in which first-stage separation of the crude oil is carried out, in a for the reservoir associated main separation plant, but where the hydrocarbon liquid is preferably not injected directly into any of the main separation plant's separators. In this context, the hydrocarbon liquid is injected in sufficient quantities to reduce the specific gravity of the crude oil by a total of more than 2% upstream of the second-stage separator(s), and preferably upstream of the first-stage separator(s), in said main separation plant.

Ifølge oppfinnelsen injiseres en i forhold til råoljen lettere hydrokarbonvæske, eksempelvis kondensat, i tilstrekkelige mengder i råoljestrømmen oppstrøms av andretrinnsseparatoren(e), og fortrinnsvis oppstrøms av førstetrinnsseparato-ren(e), i hovedseparasjonsanlegget. Dette henger sammen med at oppfinnelsens formål er å lette, og derved å forbedre, separasjonen av en råoljestrøms oljefase og vannfase. I denne sammenheng er det tenkelig at man forsyner ovennevnte hoved-separas jonsanlegg med minst én tilleggsseparator beliggende mellom førstetrinnsseparatoren(e) og andretrinnsseparatoren(e). I tilleggsseparatoren(e) separeres råoljestrømmen ved et trykk likt eller høyere enn det separasjonstrykk som anvendes i førstetrinnsseparatoren(e), og hvor råoljestrømmen i andretrinnsseparatoren(e) separeres ved et lavere separasjonstrykk enn det som anvendes i førstetrinnsseparatoren(e). Nevnte hydrokarbonvæske injiseres i råoljestrømmen i minst én innblandingsposisjon beliggende mellom tilleggsseparatoren(e) og førstetrinnsseparatoren(e), idet hydrokarbonvæsken injiseres ved et trykk som er likt eller høyere enn trykket i før-stetrinnsseparatoren(e), og hvor dette trykk tilføres råolje-strømmen ved hjelp av minst én pumpe tilkoplet råoljestrømmen oppstrøms av innblandingsposisjonen(e), men nedstrøms av før-stetrinnsseparatoren(e). Injeksjon ved et slikt trykk er nød-vendig for å sikre at de letteste og mest flyktige hydrokarbonkomponenter i hydrokarbonvæsken ikke skilles ut men forblir løst i væskefase i råoljestrømmen, slik at råoljens egenvekt derved reduseres. En slik egenvektreduksjon vil derved kunne føre til at man i tilleggsseparatoren oppnår forbedret separasjon av fortrinnsvis olje og vann i oljegren-strømmen fra førstetrinnsseparatoren. Deretter transportes tilleggsseparatorens oljegrenstrøm nedstrøms videre til en eventuell andretrinnsseparator. According to the invention, a hydrocarbon liquid lighter than the crude oil, for example condensate, is injected in sufficient quantities into the crude oil stream upstream of the second stage separator(s), and preferably upstream of the first stage separator(s), in the main separation plant. This is connected with the fact that the purpose of the invention is to facilitate, and thereby improve, the separation of a crude oil stream's oil phase and water phase. In this context, it is conceivable that one supplies the above-mentioned main separation plant with at least one additional separator located between the first-stage separator(s) and the second-stage separator(s). In the additional separator(s), the crude oil stream is separated at a pressure equal to or higher than the separation pressure used in the first stage separator(s), and where the crude oil stream in the second stage separator(s) is separated at a lower separation pressure than that used in the first stage separator(s). Said hydrocarbon liquid is injected into the crude oil stream in at least one mixing position located between the additional separator(s) and the first stage separator(s), the hydrocarbon liquid being injected at a pressure equal to or higher than the pressure in the first stage separator(s), and where this pressure is supplied to the crude oil stream by means of at least one pump connected to the crude oil stream upstream of the mixing position(s) but downstream of the pre-stage separator(s). Injection at such a pressure is necessary to ensure that the lightest and most volatile hydrocarbon components in the hydrocarbon liquid are not separated but remain dissolved in the liquid phase in the crude oil stream, so that the specific gravity of the crude oil is thereby reduced. Such a specific weight reduction could thereby lead to improved separation of preferably oil and water in the oil branch stream from the first-stage separator being achieved in the additional separator. The additional separator's oil branch flow is then transported downstream to a possible second-stage separator.

Fremgangsmåten med injeksjon av hydrokarbonvæske i en råolje-strøm i én eller flere innblandingsposisjoner mellom en slik tilleggsseparator og en oppstrøms beliggende separator kan for øvrig videreføres ved eventuelle andre nedstrøms separasjonstrinn i hovedseparasjonsanlegget, men hvor kostnadene til slikt utstyr samtidig øker, mens man for øvrig kun oppnår en marginal forbedring av råoljeseparasjonen. En slik videre-føring av råoljestrømmen til ytterligere tilleggsseparatorer i hovedseparasjonsanlegget er derfor lite kostnadseffektiv og vil i de fleste tilfeller ikke anvendes. The procedure of injecting hydrocarbon liquid into a crude oil stream in one or more mixing positions between such an additional separator and an upstream separator can also be continued at any other downstream separation stages in the main separation plant, but where the costs of such equipment increase at the same time, while otherwise only achieves a marginal improvement in crude oil separation. Such a continuation of the crude oil flow to further additional separators in the main separation plant is therefore not very cost-effective and will not be used in most cases.

Ved prosessering av råolje ifølge kjente fremgangsmåter anses vanligvis kondensat som et problematisk biprodukt som man sø-ker å kvitte seg med, bl.a. ved å injisere relativt små mengder kondensat i råoljestrømmen. Slikt kondensat injiseres vanligvis i én eller flere posisjoner oppstrøms av hver separator tilknyttet ett bestemt separasjonstrinn i et hovedsepa-ras jonsanlegg, og hvor injeksjonstrykket avhenger av og be-stemmes ut i fra hvilke trykk de forskjellige separatorene opererer ved. Det er i denne sammenheng viktig at kondensatet tilføres råoljestrømmen i små mengder og på en slik måte at kondensatet foreligger i små konsentrasjoner i råoljestrøm-men. Derved påvirkes ikke råoljens sammensetning av hydrokarbonkomponenter, og derved råoljens egenvekt, vesentlig. I denne sammmenheng er det vanlig å blande inn kondensat i så små mengder at råoljens egenvekt ikke reduseres med mer enn samlet 0,5% før råoljen separeres på et hvilket som helst trykktrinn i hovedseparasjonsanlegget. When processing crude oil according to known methods, condensate is usually considered a problematic by-product which one seeks to get rid of, i.a. by injecting relatively small amounts of condensate into the crude oil stream. Such condensate is usually injected in one or more positions upstream of each separator associated with a specific separation step in a main separation plant, and where the injection pressure depends on and is determined from the pressure at which the different separators operate. In this context, it is important that the condensate is added to the crude oil stream in small quantities and in such a way that the condensate is present in small concentrations in the crude oil stream. Thereby, the composition of the crude oil's hydrocarbon components, and thereby the specific gravity of the crude oil, is not significantly affected. In this context, it is common to mix in condensate in such small quantities that the specific gravity of the crude oil is not reduced by more than a total of 0.5% before the crude oil is separated at any pressure stage in the main separation plant.

De etter prosessering ferdige og eksportklare petroleumsprodukter, slik som tørr gass og forskjellige kvaliteter av råolje med høyere egenvekt enn kondensat, tilføres på dette vis en uvesentlig forurensning av kondensatkomponenter. Derved kvitter man seg med et biprodukt uten at man vesentlig endrer råoljens sammensetning av hydrokarbonkomponenter, slik at de eksportklare petroleumsprodukters sammensetning fort-satt er av akseptabel standard. Derimot anses vanligvis inn-føring av kondensat i mengder store nok til å redusere råoljens egenvekt med mer enn samlet 0,5% før separasjon på et hvilket som helst trykktrinn i hovedseparasjonsanlegget som ufordelaktig, idet råoljens sammensetning av hydrokarbonkomponenter derved endres vesentlig og i stor nok grad til at de eksportklare petroleumsprodukters kvalitet forringes til en uakseptabelt standard. Dette formål er fundamentalt forskjellig fra formålet med den angjeldende oppfinnelse, idet oppfinnelsens formål er å endre råoljens sammensetning av hydrokarbonkomponenter vesentlig, slik at råoljens egenvekt derved reduseres med samlet mer enn 2% oppstrøms av andretrinnsseparatoren (e), og fortrinnsvis før førstetrinnsseparatoren(e), i nevnte hovedseparasjonsanlegg, noe som man normalt sett skulle føre til at eksportklare petroleumsprodukters kvalitet ble sterkt forringet. Én slik forringelse består vanligvis i at ett eller flere av produktenes egenskaper endres mer enn ønskelig, eksempelvis ved at et gassprodukt derved tillegges en brennverdi og/eller et hydrokarbonduggpunkt større enn et ønskelig nivå, eller eksempelvis ved at et oljeprodukt tillegges et gassdamptrykk større enn et ønskelig nivå, idet et slikt forhøyet gassdamptrykk er forårsaket av større enn ønskelig innhold av lette kondensatkomponenter i oljen. I denne sammenheng ville det derfor være overraskende om en slik vesentlig tilsetting av eksempelvis kondensat i en råoljestrøm skulle ha en positiv effekt på de eksportklare petroleumsprodukters kvalitet, hvilket oppfinnelsen har. Som nevnt oven-for, bevirker oppfinnelsen en forbedret separasjon av produsert olje og vann, noe som bl.a. øker kvaliteten på de eksportklare petroleumsprodukter, og hvor man oppnår en bedre separasjon av råoljens oljefase og vannfase enn når oppfinnelsen ikke anvendes. The petroleum products finished after processing and ready for export, such as dry gas and various qualities of crude oil with a higher specific gravity than condensate, are thus supplied with an insignificant contamination of condensate components. Thereby, you get rid of a by-product without significantly changing the crude oil's composition of hydrocarbon components, so that the composition of the export-ready petroleum products is still of an acceptable standard. In contrast, the introduction of condensate in quantities large enough to reduce the specific gravity of the crude oil by more than a total of 0.5% before separation at any pressure stage in the main separation plant is usually considered disadvantageous, as the composition of the crude oil's hydrocarbon components thereby changes significantly and to a large enough extent degree to which the quality of the export-ready petroleum products deteriorates to an unacceptable standard. This purpose is fundamentally different from the purpose of the invention in question, as the purpose of the invention is to change the crude oil's composition of hydrocarbon components significantly, so that the specific gravity of the crude oil is thereby reduced by a total of more than 2% upstream of the second-stage separator(s), and preferably before the first-stage separator(s) , in the aforementioned main separation facility, which would normally lead to the quality of petroleum products ready for export being greatly degraded. One such deterioration usually consists in one or more of the product's properties changing more than desired, for example by adding a calorific value and/or a hydrocarbon dew point greater than a desirable level to a gas product, or for example by adding a gas vapor pressure greater than a desirable level, as such an elevated gas vapor pressure is caused by a greater than desirable content of light condensate components in the oil. In this context, it would therefore be surprising if such a significant addition of, for example, condensate to a crude oil stream should have a positive effect on the quality of the petroleum products ready for export, which the invention has. As mentioned above, the invention causes an improved separation of produced oil and water, which i.a. increases the quality of the export-ready petroleum products, and where a better separation of the crude oil's oil phase and water phase is achieved than when the invention is not used.

En råoljes egenvekt og sammensetning av hydrokarbonkomponenter vil kunne variere i samsvar med mengden av injisert hydrokarbonvæske, slik at injeksjon av store mengder hydrokarbonvæske vil føre til stor endring i råoljens egenvekt og sammensetning av hydrokarbonkomponenter, mens injeksjon av små mengder hydrokarbonvæske vil føre til liten endring i råoljens egenvekt og sammensetning av hydrokarbonkomponenter. A crude oil's specific gravity and composition of hydrocarbon components may vary in accordance with the quantity of injected hydrocarbon liquid, so that injection of large quantities of hydrocarbon liquid will lead to a large change in the crude oil's specific gravity and composition of hydrocarbon components, while injection of small quantities of hydrocarbon liquid will lead to a small change in the crude oil's specific gravity and composition of hydrocarbon components.

Ved injeksjon av eksempelvis kondensat i den hensikt å kvitte seg med et problematisk biprodukt vet man erfaringsmessig at råoljens egenvekt ikke bør reduseres med mer enn samlet 0,5% dersom man ønsker å opprettholde en etter rådende forhold øn-sket kvalitet på de eksportklare petroleumsprodukter. For å kunne kompensere for en viss usikkerhet i hvor mye råoljens maksimale egenvektreduksjon bør være, og for å kunne skille angjeldende oppfinnelse fra injeksjon av eksempelvis kondensat i den hensikt å kvitte seg med et problematisk biprodukt, er det i det foreliggende selvstendige patentkrav angitt at en råoljens egenvekt skal reduseres med samlet mer enn 2% oppstrøms av andretrinnsseparatoren(e), og fortrinnsvis før førstetrinnsseparatoren(e), i nevnte hovedseparasjonsanlegg. Dette vil av fagfolk normalt sett bli betraktet som utilråde-lig. When injecting, for example, condensate with the intention of getting rid of a problematic by-product, it is known from experience that the specific gravity of the crude oil should not be reduced by more than a total of 0.5% if one wishes to maintain the desired quality of the export-ready petroleum products under the prevailing conditions. In order to be able to compensate for a certain uncertainty in how much the crude oil's maximum specific gravity reduction should be, and to be able to distinguish the invention in question from injection of, for example, condensate with the intention of getting rid of a problematic by-product, it is stated in the present independent patent claim that a the specific gravity of the crude oil must be reduced by a total of more than 2% upstream of the second-stage separator(s), and preferably before the first-stage separator(s), in the aforementioned main separation plant. This would normally be considered inadvisable by professionals.

Hydrokarbonvæske til injeksjon i en råoljestrøm ifølge oppfinnelsen består av hydrokarbonkomponenter i metanserien med karbontall fra og med C-2 til og med karbontall C-16, og hvor hydrokarbonvæsken fortrinnsvis består av en blanding av slike hydrokarbonkomponenter. Hydrocarbon liquid for injection into a crude oil stream according to the invention consists of hydrocarbon components in the methane series with carbon numbers from and including carbon number C-16, and where the hydrocarbon liquid preferably consists of a mixture of such hydrocarbon components.

En forutsetning for å oppnå formålet med oppfinnelsen er at A prerequisite for achieving the purpose of the invention is that

hydrokarbonvæsken kan oppløses i produsert råolje. Denne væs-kens hydrokarbonkomponenter må være i likevekt med hverandre, slik at de ved rådende trykk- og temperaturforhold i innblan-dingsposis jonen(e) forblir i væskefase, og at de etter injeksjon forblir oppløst i råoljen. Ved injeksjon av hydrokarbonvæsken i råoljen i en innblandingsposisjon må sammen-blandingen av disse skje relativt raskt og i mengder tilpas-set råoljestrømmens rådende trykk- og temperaturforhold. I the hydrocarbon liquid can be dissolved in produced crude oil. The hydrocarbon components of this liquid must be in equilibrium with each other, so that at the prevailing pressure and temperature conditions in the mixing position(s) they remain in the liquid phase, and that after injection they remain dissolved in the crude oil. When injecting the hydrocarbon liquid into the crude oil in a mixing position, the mixing of these must take place relatively quickly and in quantities adapted to the prevailing pressure and temperature conditions of the crude oil flow. IN

denne sammenheng må en påfølgende nedstrøms råoljeseparasjon foregå ved et trykk og en temperatur som fører til at mer enn 50 vektprosent av hydrokarbonvæsken forblir oppløst i væsketilstand i råoljestrømmen gjennom i det minste førstetrinns-separatoren(e), og hvor verken råoljen eller hydrokarbonvæsken må være blandbar med vann. in this context, a subsequent downstream crude oil separation must take place at a pressure and a temperature which causes more than 50% by weight of the hydrocarbon liquid to remain dissolved in a liquid state in the crude oil stream through at least the first-stage separator(s), and where neither the crude oil nor the hydrocarbon liquid must be miscible with water.

Det forutsettes også at tilstrekkelige mengder av de angitte hydrokarbonkomponenter kan skaffes til veie, f.eks. som transportert væske fra annen nærliggende produksjon. Alternativt og eksempelvis kan den angitte hydrokarbonvæske frem-skaffes i form av kondensat fra det aktuelle hovedseparasjonsanlegg som behandler råoljen, i hvilket anlegg kondensat akkumuleres og deretter sirkuleres, eventuelt resirkuleres, inn i angjeldende råoljestrøm. Resirkulering av kondensat kan utføres ved å la kondensatet strømme nedstrøms videre fra førstetrinnsseparatoren, hvori kondensatet foreligger i væskefase, sammen med produsert råolje til det/de påfølgende se-paras jonstrinn i prosessanlegget. Avhengig av de trykk- og temperaturforhold som råder i hvert separasjonstrinn, vil kondensatet sammen med gjenværende oppløst gass i råoljen fra forutgående trykktrinn deretter kunne fordampe og skille seg fra, eller drives ut av, råoljens væskefase og stige over væskeoverflaten og samles i øvre del av den tilhørende separator. Den avdrevne gass transporteres deretter videre til den respektive gasskompressor for hvert trykktrinn, og hvor gassen kjøles i en gasskjøler både før og etter gasskompre-sjon, slik at gassen kondenseres til gasskondensat etter hvert trykktrinn i prosessanlegget. Avkjøling foretas i den hensikt å gi gasskompressoren et optimalt driftsforhold, men også for å oppnå en tilfredsstillende kvalitet på det eksportklare gassprodukt. Etter gassavkjøling og gasskomprime-ring pumpes og samles kondensat fra hvert trykktrinn fortrinnsvis i én kondensatstrøm som deretter injiseres i råoljestrømmen i den eller de ønskede innblandingsposisjoner oppstrøms av førstetrinnsseparatoren. Injisert kondensat skilles deretter på nytt ut fra råoljen ifølge forutgående beskrivelse og resirkuleres. It is also assumed that sufficient quantities of the indicated hydrocarbon components can be procured, e.g. as transported liquid from other nearby production. Alternatively and for example, the indicated hydrocarbon liquid can be obtained in the form of condensate from the relevant main separation plant that processes the crude oil, in which plant condensate is accumulated and then circulated, possibly recycled, into the relevant crude oil stream. Recycling of condensate can be carried out by allowing the condensate to flow further downstream from the first-stage separator, in which the condensate is in liquid phase, together with produced crude oil to the subsequent separation stage(s) in the process plant. Depending on the pressure and temperature conditions that prevail in each separation stage, the condensate together with remaining dissolved gas in the crude oil from the previous pressure stage will then be able to evaporate and separate from, or be driven out of, the liquid phase of the crude oil and rise above the liquid surface and collect in the upper part of the associated separator. The expelled gas is then transported further to the respective gas compressor for each pressure step, and where the gas is cooled in a gas cooler both before and after gas compression, so that the gas is condensed to gas condensate after each pressure step in the process plant. Cooling is carried out with the intention of giving the gas compressor an optimal operating condition, but also to achieve a satisfactory quality of the export-ready gas product. After gas cooling and gas compression, condensate from each pressure stage is preferably pumped and collected in one condensate stream which is then injected into the crude oil stream in the desired mixing position(s) upstream of the first stage separator. Injected condensate is then separated again from the crude oil according to the previous description and recycled.

Ved på denne måte å øke avdrivningen av gass samt å ned-kjøle/komprimere denne kan man tilveiebringe tilstrekkelige mengder kondensat til å kunne injisere kondensat kontinuerlig i en produserende råoljestrøm. Samtidig opprettholdes kvaliteten på petroleumsproduktene samt at separasjonen av gass, olje og vann i råoljen forbedres. By increasing the removal of gas in this way as well as cooling/compressing it, sufficient quantities of condensate can be provided to be able to inject condensate continuously into a producing crude oil stream. At the same time, the quality of the petroleum products is maintained and the separation of gas, oil and water in the crude oil is improved.

Fordeler med oppfinnelsen Advantages of the invention

Injeksjon av hydrokarbonvæsken i en råoljestrøm bevirker at råoljens egenvekt, og derved vanligvis råoljens viskositet, reduseres. Redusert råoljeviskositet bevirker at det dynamiske væsketrykktap i råoljestrømmen reduseres og at færre olje/vann emulsjoner derved dannes. Injection of the hydrocarbon liquid into a crude oil stream causes the specific gravity of the crude oil, and thereby usually the viscosity of the crude oil, to be reduced. Reduced crude oil viscosity means that the dynamic fluid pressure loss in the crude oil flow is reduced and that fewer oil/water emulsions are thereby formed.

Fremgangsmåten ifølge denne oppfinnelse muliggjør også en i The method according to this invention also enables an i

forhold til kjent teknikk mer effektiv og kostnadsbesparende nedstrøms prosessering og separasjon av råoljestrømmens oljefase og vannfase, eventuelt separasjon av oljefasen og produserte formasjonspartikler. Man vil som følge av fremgangsmåten kunne ta i bruk mindre separatorer, eller man kan eventuelt øke kapasiteten på eksisterende separatorer. compared to known technology, more efficient and cost-saving downstream processing and separation of the crude oil stream's oil phase and water phase, possibly separation of the oil phase and produced formation particles. As a result of the procedure, smaller separators can be used, or the capacity of existing separators can possibly be increased.

Fremgangsmåten fører også til at man eventuelt kan redusere, eller eliminere, bruk av emulsjonsbrytende varmetilførsel og/eller kjemikalier, idet man også kan redusere eventuell vanngjennomstrømning gjennom separasjonstrinnene, noe som i praksis utføres ved at man reduserer pumpekapasiteten. The method also means that you can possibly reduce, or eliminate, the use of emulsion-breaking heat input and/or chemicals, as you can also reduce any water flow through the separation steps, which in practice is done by reducing the pump capacity.

Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan dessuten, og med for-del, anvendes i forbindelse med mobile prosesseringsanlegg, eksempelvis på et produksjonsskip eller et landbasert anlegg, idet råoljens sammensetning av hydrokarbonkomponenter, og derved råoljens egenvekt, ifølge oppfinnelsen tilpasses den egenvekt, eventuelt egenvekter eller egenvektområde, som det aktuelle anlegg er konstruert for. Vanligvis er slike mobile anlegg eller enheter forsynt med produksjons- og prosesse-ringsutstyr som etter de rådende forhold i eksempelvis ett geografisk område, er standardisert utformet og dimensjonert for å prosessere den eller de vanligst produserte råoljetyper i dette område. For slike råoljetyper bevirker et slikt anlegg en optimal eller tilnærmet optimal separasjon av gass, olje og vann. Derimot kan det samme anlegg bevirke en vesentlig dårligere separasjon av gass, olje og vann for andre råoljetyper, slik at man eventuelt må iverksette tiltak for å øke anleggets separasjonseffektivitet, eksempelvis ved å til-sette emulsjonsbrytende kjemikalier i råoljestrømmen. The method according to the invention can also, and with advantage, be used in connection with mobile processing facilities, for example on a production ship or a land-based facility, since the crude oil's composition of hydrocarbon components, and thereby the specific gravity of the crude oil, according to the invention is adapted to the specific gravity, possibly specific weights or specific gravity range, for which the plant in question is designed. Generally, such mobile facilities or units are provided with production and processing equipment which, according to the prevailing conditions in, for example, one geographical area, is standardized and designed and sized to process the most commonly produced crude oil type(s) in this area. For such types of crude oil, such a plant results in an optimal or nearly optimal separation of gas, oil and water. On the other hand, the same plant can cause a significantly poorer separation of gas, oil and water for other types of crude oil, so that measures may have to be taken to increase the plant's separation efficiency, for example by adding emulsion-breaking chemicals to the crude oil stream.

Ved injeksjon av hydrokarbonvæske i en råoljestrøm, og hvor hydrokarbonvæsken helt eller delvis utgjøres av eksempelvis utskilt kondensat fra råoljens hovedseparasjonsanlegg, vil man unngå å måtte blande inn relativt små konsentrasjoner av kondensatet i råoljestrømmen i den hensikt å kvitte seg med dette, idet slikt kondensat som nevnt vanligvis anses som et problematisk biprodukt. Derimot kan slikt kondensat ifølge oppfinnelsen kunne anvendes som hydrokarbonvæske til injeksjon i en råoljestrøm, og hvor formålet er å redusere råoljens egenvekt med samlet mer enn 2% oppstrøms av andretrinnsseparatoren(e), og fortrinnsvis oppstrøms av første-trinnsseparatoren (e) , i nevnte hovedseparasjonsanlegg. When injecting hydrocarbon liquid into a crude oil stream, and where the hydrocarbon liquid is wholly or partly made up of, for example, condensate separated from the crude oil's main separation plant, one will avoid having to mix relatively small concentrations of the condensate into the crude oil stream with the intention of getting rid of it, since such condensate as mentioned is usually considered a problematic by-product. On the other hand, such condensate according to the invention can be used as a hydrocarbon liquid for injection into a crude oil stream, and where the purpose is to reduce the specific gravity of the crude oil by a total of more than 2% upstream of the second-stage separator(s), and preferably upstream of the first-stage separator(s), in said main separation plant.

Kort omtale av tegningsfigurene Brief description of the drawing figures

Det vil i den etterfølgende del av beskrivelsen, og med hen-visning til figurene 1-4, bli vist til forskjellige og ikke-begrensende utførelseseksempler av oppfinnelsen, og hvor ett bestemt henvisningstall refererer seg til samme detalj i alle tegninger hvor denne detaljen er angitt, og hvor: Fig. 1 viser et skjematisk flytdiagram som viser viktige trinn i en råoljes produksjonsforløp fra et reservoar og gjennom et hovedseparasjonsanlegg på overflaten, hvilket anlegg på tegningen utgjøres av en førstetrinnsseparator og en andretrinnsseparator, og hvor eksempler på posisjoner for injeksjon av hydrokarbonvæsken i en råoljestrøm er anvist; Fig. 2 viser et skjematisk utsnitt av et flytdiagram av en råoljes produksjonsforløp, hvor noen eksempler på posisjoner for injeksjon av hydrokarbonvæsken i råol jestrømmen er anvist og hvor forseparasjon av råoljen utføres; Fig. 3 i forhold til Fig. 2 viser et skjematisk utsnitt av et lignende flytdiagram av en råoljes produksjonsforløp, og som viser deler av et anlegg for videreprosessering av råolje, men hvor forseparasjon av råoljen ikke utføres; og hvor Fig. 4 i forhold til Fig. 1 viser et skjematisk og alternativt hovedseparasjonsanlegg, i hvilket anlegg en tilleggsseparator er vist plassert mellom førstetrinnsseparatoren og andretrinnsseparatoren, og hvor tilleggsseparatoren til forskjell fra andretrinnsseparatoren opererer ved et trykk som er likt eller høyere enn trykket i førstetrinnsseparatoren. In the subsequent part of the description, and with reference to figures 1-4, it will be shown to different and non-limiting examples of the invention, and where a specific reference number refers to the same detail in all drawings where this detail is indicated , and where: Fig. 1 shows a schematic flow diagram showing important steps in a crude oil's production process from a reservoir and through a main separation plant on the surface, which plant in the drawing consists of a first-stage separator and a second-stage separator, and where examples of positions for injection of the hydrocarbon liquid in a crude oil stream is indicated; Fig. 2 shows a schematic section of a flow diagram of a crude oil's production process, where some examples of positions for injection of the hydrocarbon liquid into the crude oil stream are indicated and where pre-separation of the crude oil is carried out; Fig. 3 in relation to Fig. 2 shows a schematic section of a similar flow diagram of a crude oil's production process, and which shows parts of a facility for further processing of crude oil, but where pre-separation of the crude oil is not carried out; and where Fig. 4 in relation to Fig. 1 shows a schematic and alternative main separation plant, in which plant an additional separator is shown placed between the first-stage separator and the second-stage separator, and where the additional separator, unlike the second-stage separator, operates at a pressure that is equal to or higher than the pressure in the first stage separator.

Beskrivelse av utførelseseksempler av oppfinnelsen Description of embodiments of the invention

Brønnutstyr og/eller arrangement som ikke direkte vedrører selve oppfinnelsen, men som for øvrig er nødvendige forutset-ninger for å kunne utøve oppfinnelsen, er ikke nærmere angitt eller beskrevet i de påfølgende utførelseseksempler. Slikt utstyr kan eksempelvis omfatte brønnhoder, rør, koblinger, ventiler og kontrollutstyr. Well equipment and/or arrangements which do not directly relate to the invention itself, but which are otherwise necessary prerequisites for being able to practice the invention, are not specified or described in more detail in the subsequent examples. Such equipment can, for example, include wellheads, pipes, couplings, valves and control equipment.

Råolje blir utvunnet fra et underjordisk reservoar 2, og hvor råoljen strømmer inn i en produksjonsbrønn 4 og nedstrøms videre opp til overflaten. Strømningsretningen for råolje, injisert hydrokarbonvæske og fraskilte fluider fra separasjons-prosessen er på tegningene angitt med piler. Råoljen strømmer mot overflaten gjennom egnede rør i brønnen 4. Som et innle-dende steg i en videreprosessering på overflaten, strømmer råoljen først gjennom en ventil 16, vanligvis betegnet som en strupeventil, og hvor ventilen 16 sin hovedfunksjon er å redusere råoljens trykk til et egnet trykknivå i den påfølgende separasjonprosess. Deretter strømmer råoljen inn i en produksjonsmanifold 18, hvor eventuelt råolje fra flere produk-sjonsbrønner samles. Den samlede råoljestrøm fortsetter så videre til eksempelvis en syklonseparator 20, hvor formasjonsvann eventuelt grovutskilles fra råoljen, eller hvor formasjonspartikler eventuelt skilles fra råoljen. Den ut-skilte råolje passerer så gjennom en ventil 22 som er bereg-net til nødavstenging av væsketilførsel til et hovedseparasjonsanlegg 24 eller 24'. I angitte hovedseparasjonsanlegg 24 eller 24' separeres råoljen gjennom to trykktrinn, ett høy-trykkstrinn (førstetrinnseparasjon) og ett lavtrykkstrinn (andretrinnseparasjon), i horisontale separatorer 26 og 28. Separering ved høytrykkstrinnet utføres i en førstetrinnsse-parator 26, ofte benevnt som en hovedseparator, mens separering ved lavtrykkstrinnet utføres i en andretrinnsseparator Crude oil is extracted from an underground reservoir 2, and where the crude oil flows into a production well 4 and downstream further up to the surface. The direction of flow for crude oil, injected hydrocarbon liquid and separated fluids from the separation process is indicated in the drawings with arrows. The crude oil flows towards the surface through suitable pipes in the well 4. As an initial step in further processing on the surface, the crude oil first flows through a valve 16, usually referred to as a throttle valve, and where the valve 16's main function is to reduce the pressure of the crude oil to a suitable pressure level in the subsequent separation process. The crude oil then flows into a production manifold 18, where any crude oil from several production wells is collected. The overall crude oil flow then continues to, for example, a cyclone separator 20, where formation water is possibly coarsely separated from the crude oil, or where formation particles are possibly separated from the crude oil. The separated crude oil then passes through a valve 22 which is designed for emergency shut-off of liquid supply to a main separation plant 24 or 24'. In designated main separation plant 24 or 24', the crude oil is separated through two pressure stages, one high-pressure stage (first-stage separation) and one low-pressure stage (second-stage separation), in horizontal separators 26 and 28. Separation at the high-pressure stage is carried out in a first-stage separator 26, often referred to as a main separator , while separation at the low-pressure stage is carried out in a second-stage separator

28, jfr. Fig. 1. Separeringen fører til råoljens gass-, olje-og vannfase i stor grad kan skilles fra hverandre, og at konsentrasjoner av hver av disse deretter kan dreneres bort i grenstrømmer, og hvor én eller flere av grenstrømmene eventuelt videreprosesseres. 28, cf. Fig. 1. The separation leads to the crude oil's gas, oil and water phases being largely separable, and that concentrations of each of these can then be drained away in branch streams, and where one or more of the branch streams are possibly further processed.

Ifølge oppfinnelsen injiseres en i forhold til råoljen lettere hydrokarbonvæske i råoljestrømmen i én eller flere inn-blandingsposis joner oppstrøms av andretrinnsseparatoren 28, og fortrinnsvis oppstrøms av førstetrinnsseparatoren 26, men hvor hydrokarbonvæsken fortrinnsvis ikke injiseres direkte i noen av hovedseparasjonsanlegget 24 eller 24' sine separatorer 26, 28 eller 30. Eksempler på slike innblandingsposisjoner er på tegningene angitt som innblandingsposisjoner 64, 66, 68, 70, 72 eller 74. Nevnte hydrokarbonvæske injiseres i den hensikt å forbedre råoljens prosesseringsegenskaper, slik at man oppnår en mer effektiv separering av råoljens gass-, olje- og vannfase, eventuelt også av formasjonspartikler i råoljen. Hydrokarbonvæsken injiseres i en overflateposisjon oppstrøms av andretrinnsseparatoren 28, og fortrinnsvis opp-strøms av førstetrinnsseparatoren 26, men hvor hydrokarbonvæsken fortrinnsvis ikke injiseres direkte i noen av hovedse-paras jonsanlegget 24 eller 24' sine separatorer 26, 28 eller 30. Påfølgende utførelseseksempler omhandler dette. According to the invention, a hydrocarbon liquid that is lighter than the crude oil is injected into the crude oil stream in one or more mixing positions upstream of the second-stage separator 28, and preferably upstream of the first-stage separator 26, but where the hydrocarbon liquid is preferably not injected directly into any of the separators 26 of the main separation plant 24 or 24' . , oil and water phase, possibly also of formation particles in the crude oil. The hydrocarbon liquid is injected in a surface position upstream of the second-stage separator 28, and preferably upstream of the first-stage separator 26, but where the hydrocarbon liquid is preferably not injected directly into any of the separators 26, 28 or 30 of the main separation plant 24 or 24'. Subsequent embodiments deal with this.

Første utførelseseksempel omhandler injeksjon av nevnte hydrokarbonvæske ved innblandingsposisjon 64, og hvor hydrokarbonvæsken injiseres i råoljestrømmen gjennom et tilfør-selsrør 34 oppstrøms av og like før ventilen 16. Innblanding av hydrokarbonvæsken reduserer råoljens viskositet, noe som ved strømning gjennom ventiler og rør reduserer turbulens i råol jestrømmen, og derved dannes færre problematiske olje/vann emulsjoner i råoljen. The first exemplary embodiment deals with the injection of said hydrocarbon liquid at mixing position 64, and where the hydrocarbon liquid is injected into the crude oil flow through a supply pipe 34 upstream of and just before the valve 16. Mixing the hydrocarbon liquid reduces the crude oil's viscosity, which when flowing through valves and pipes reduces turbulence in crude oil jet stream, and thereby fewer problematic oil/water emulsions are formed in the crude oil.

I noen tilfeller er det gunstig å la råoljen gjennomgå en In some cases it is beneficial to let the crude oil undergo a

forseparasjon av olje og vann, eventuelt separasjon av formasjonspartikler og råolje, før oljen fortsetter inn i hovedse-paras jonsanlegget 24 eller 24'. Forseparasjon kan eksempelvis pre-separation of oil and water, possibly separation of formation particles and crude oil, before the oil continues into the main separation plant 24 or 24'. Pre-separation can, for example

foregå i en konvensjonell separator, vanligvis i førstetrinn-separatoren 26, eller i en syklonseparator 20, jfr. Fig. 1 og take place in a conventional separator, usually in the first stage separator 26, or in a cyclone separator 20, cf. Fig. 1 and

Fig. 2. I syklonseparatoren 20 som her er vist, grovutskilles vann og olje, hvoretter vann dreneres bort gjennom et utløps-rør 44 og olje gjennom et utløpsrør 46. Anvendelse av syklonseparatoren 20 utsetter råoljen for en rotasjonskraft som Fig. 2. In the cyclone separator 20 shown here, water and oil are coarsely separated, after which water is drained away through an outlet pipe 44 and oil through an outlet pipe 46. Use of the cyclone separator 20 exposes the crude oil to a rotational force which

skiller væsker med forskjellig egenvekt. Denne rotasjonsbeve-gelse er på syklonseparatoren 20 i Fig. 1 og Fig. 2 angitt i form av en delvis sirkelformet pil. separate liquids with different specific gravities. This rotational movement is indicated on the cyclone separator 20 in Fig. 1 and Fig. 2 in the form of a partially circular arrow.

Det andre utførelseseksempel omhandler injeksjon av hydrokarbonvæsken i én eller flere innblandingsposisjoner 66, 68, 70 eller 72 beliggende mellom strupeventilen 16 og førstetrinns-separatoren 26. I denne sammenheng er Fig. 2 og Fig. 3 i prinsipp like, men i Fig. 2 er det i tillegg anvist en syklonseparator 20 beliggende mellom produksjonsmanifolden 18 og ventilen 22. Hydrokarbonvæsken injiseres i råoljestrømmen gjennom ett eller flere av tilførselsrørene 36, 38, 40 eller 42. Injeksjon av hydrokarbonvæsken fører til at egenvektforskjellen mellom råoljens olje- og vannfase øker, noe som bevirker at olje og vann mer effektivt lar seg separere i ho-vedseparas jonsanlegget 24 eller 24', eventuelt også i syklonseparatoren 20. The second embodiment concerns injection of the hydrocarbon liquid into one or more mixing positions 66, 68, 70 or 72 located between the throttle valve 16 and the first-stage separator 26. In this context, Fig. 2 and Fig. 3 are in principle similar, but in Fig. 2 a cyclone separator 20 is also provided, located between the production manifold 18 and the valve 22. The hydrocarbon liquid is injected into the crude oil stream through one or more of the supply pipes 36, 38, 40 or 42. Injection of the hydrocarbon liquid causes the specific gravity difference between the oil and water phases of the crude oil to increase, which causes oil and water to separate more efficiently in the main separation plant 24 or 24', possibly also in the cyclone separator 20.

Figur 3 viser i prinsipp en råoljes forløp i førstetrinns-separatoren 26 etter injeksjon av hydrokarbonvæsken oppstrøms av denne. I førstetrinnsseparatoren 26 blir råoljeblandingen skilt i 3 sjikt. Gassjiktet 54 er vist øverst i førstetrinns-separatoren 26, og hvor gassen fjernes gjennom et utløpssrør 48; oljesjiktet 56 er vist i et mellomsjikt i førstetrinns-separatoren 26, og hvor oljen dreneres gjennom et utløpsrør 50; og vannsjiktet 58 er vist på bunnen av førstetrinnssepa-ratoren 26, og hvor vannet dreneres bort gjennom utløpsrør 52. Oljen i utløpsrøret 50 fortsetter eventuelt til videre-separasjon ved et annet og lavere trykk i andretrinnsseparatoren 28, jfr. Fig. 1. Figure 3 basically shows the progress of a crude oil in the first-stage separator 26 after injection of the hydrocarbon liquid upstream of it. In the first-stage separator 26, the crude oil mixture is separated into 3 layers. The gas layer 54 is shown at the top of the first stage separator 26, and where the gas is removed through an outlet pipe 48; the oil layer 56 is shown in an intermediate layer in the first-stage separator 26, and where the oil is drained through an outlet pipe 50; and the water layer 58 is shown at the bottom of the first-stage separator 26, and where the water is drained away through the outlet pipe 52. The oil in the outlet pipe 50 possibly continues for further separation at a different and lower pressure in the second-stage separator 28, cf. Fig. 1.

Det tredje utførelseseksempel, jfr. Fig. 4, viser et alternativt hovedseparasjonsanlegg 24', i hvilket anlegg 24' det i likhet med Fig. 1 er plassert en førstetrinnsseparator 26 og en andretrinnsseparator 28, men hvor det i tillegg er plassert en tilleggsseparator 30 i mellom førstetrinnsseparatoren 26 og andretrinnsseparatoren 28, og hvor samtlige separatorer 26, 28 og 30 er tilknyttet samme opprinnelige råoljestrøm. Nevnte hydrokarbonvæske injiseres deretter i minst én inn-blandingsposis jon, i dette utførelseksemplel angitt som inn-blandingsposis jon 74, beliggende mellom tilleggsseparatoren 30 og førstetrinnsseparatoren 26, idet hydrokarbonvæsken injiseres i råoljestrømmen ved et trykk, eksempelvis 20 barg (bar overtrykk), som er likt eller høyere enn førstetrinnsse-paratoren 26 sitt operative trykk, eksempelvis 10 barg. Det operative trykk som anvendes ved råoljeseparasjon i tilleggsseparatoren 30, er i utførelseseksemplet tilført råoljestrøm-men av en pumpe 60 beliggende oppstrøms av tilleggsseparatoren 30 og innblandingsposisjonen 74. Injeksjon ved et slikt trykk, eksempelvis 20 barg, er nødvendig for å sikre at de letteste og mest flyktige hydrokarbonkomponenter i hydrokarbonvæsken ikke skilles ut som gass fra råoljestrømmen, men forblir løst i væskefase i denne, slik at råoljens egenvekt derved reduseres før separasjon i tilleggsseparatoren 30. En slik egenvektreduksjon vil derved kunne føre til at man i tilleggsseparatoren 30 oppnår forbedret separasjon av råolje-strømmens olje- og vannfase. Deretter transportes oljegren-strømmen fra tilleggsseparatoren 30 videre i nedstrøms retning til en eventuell andretrinnsseparator 28, hvilken separator 28 opererer ved et trykk på eksempelvis 0,5 barg, hvilket trykk er lavere enn det operative trykk som anvendes i førstetrinnsseparatoren 26. The third design example, cf. Fig. 4 shows an alternative main separation plant 24', in which plant 24', like Fig. 1, a first-stage separator 26 and a second-stage separator 28 are placed, but where an additional separator 30 is also placed between the first-stage separator 26 and the second-stage separator 28 , and where all separators 26, 28 and 30 are connected to the same original crude oil flow. Said hydrocarbon liquid is then injected into at least one mixing position, in this embodiment indicated as mixing position 74, located between the additional separator 30 and the first-stage separator 26, the hydrocarbon liquid being injected into the crude oil stream at a pressure, for example 20 barg (bar overpressure), which is equal to or higher than the operating pressure of the first-stage separator 26, for example 10 barg. The operating pressure used for crude oil separation in the additional separator 30 is, in the design example, supplied to the crude oil stream by a pump 60 situated upstream of the additional separator 30 and the mixing position 74. Injection at such a pressure, for example 20 barg, is necessary to ensure that the lightest and most volatile hydrocarbon components in the hydrocarbon liquid are not separated as gas from the crude oil stream, but remain dissolved in the liquid phase in it, so that the crude oil's specific gravity is thereby reduced before separation in the additional separator 30. Such a specific gravity reduction could thereby lead to an improved separation of the oil and water phase of the crude oil stream. The oil branch flow from the additional separator 30 is then transported further downstream to a possible second-stage separator 28, which separator 28 operates at a pressure of, for example, 0.5 barg, which pressure is lower than the operating pressure used in the first-stage separator 26.

Claims

1. Method for facilitating the separation of a crude oil stream's oil phase and water phase, since the crude oil stream, in addition to containing formation water, can also contain injection water, and where the crude oil stream is produced to the surface via one or more production wells (4) from one or more underground reservoirs (2 ), as the production from the reservoir/reservoirs (2) can for example be stimulated by water injection, and where the crude oil flow that flows out from such a production well (4) on the surface is carried downstream further through preferably a throttle valve (16) to reduce and control the pressure in the crude oil stream and an emergency shut-off valve (22), possibly also through a production manifold (18), through a main separation facility (24, 24') which comprises separators (26, 28) for separating the crude oil stream, such a main separation facility (24, 24 ') comprises at least one first-stage separator (26) and at least one second-stage separator (28) located downstream of it/these, o g where a lower separation pressure is used in the second-stage separator(s) (28) than in the first-stage separator(s) (26), and where the main separation system (24, 24') possibly also includes one or more pumps (60) and pressure-reduction valves ( 61) to regulate the pressure in the crude oil flow, and where the crude oil flow is possibly also passed through a cyclone separator (20) or similar equipment situated upstream of the main separation facility (24, 24'), in which equipment for example pre-separation of the crude oil flow and/or separation of formation particles is carried out, and where a hydrocarbon liquid that is lighter than the oil phase of the crude oil stream is injected into the crude oil stream in one or more mixing positions (64, 66, 68, 70, 72, 74) upstream of the second stage separator(s) (28), and where the hydrocarbon liquid is injected in sufficient quantities to collectively reduce the specific gravity of the crude oil stream's oil phase by more than 2%, as such injection also reduces or prevents the formation of emulsions in crude oil streams n, and where the hydrocarbon liquid can be made up of hydrocarbon components in the methane series with carbon numbers from and including C-2 up to and including carbon numbers C-16, the hydrocarbon liquid preferably consisting of a mixture of such hydrocarbon components, characterized in that the hydrocarbon liquid is injected into the crude oil stream, the hydrocarbon liquid at the pressure and temperature conditions that prevail in the crude oil stream are composed so that it can dissolve in the oil phase of the crude oil stream without dissolving in the water phase of the crude oil stream, and where the hydrocarbon components of which the hydrocarbon liquid is made up, at the pressure and temperature conditions that prevail in the crude oil stream, are in equilibrium with each other, as the hydrocarbon liquid is thereby dissolved in a liquid state in the crude oil stream from the mixing position(s) (64, 66, 68, 70, 72, 74), and where separation of the crude oil stream in the main separation plant (24, 24') is carried out by pressure and temperatures that cause more than 50 percent by weight of the hydrocarbon liquid to remain dissolved in the liquid state in the crude oil str feed through at least the first stage separator(s) (26).

2. Method according to claim 1, characterized in that in the main separation plant (24'), between the at least one associated first-stage separator (26) and the at least one associated second-stage separator (28), at least one additional separator (30) is connected in which the crude oil stream is separated at a pressure equal to or higher than the separation pressure used in the first-stage separator(s) (26), and where the crude oil stream in the second-stage separator(s) (28) is separated at a lower separation pressure than that used in the first-stage separator(s) (26 ), and where said hydrocarbon liquid is injected into the crude oil stream in at least one mixing position (74) located between the additional separator(s) (30) and the first-stage separator(s) (26), the hydrocarbon liquid being injected at a pressure equal to or higher than the pressure in the first-stage separator ( e) (26), and where this pressure is supplied to the crude oil stream by means of at least one pump (60) connected to the crude oil stream upstream of the mixing position(s) (74) but downstream of the first-stage separator(s) (26).

3. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the components of said hydrocarbon liquid are completely or partially separated out of the crude oil stream in the second-stage separator(s) (28) and/or in any subsequent downstream separation stages.