NO315755B1

NO315755B1 - Closed fluid handling system for use during well drilling

Info

Publication number: NO315755B1
Application number: NO19985098A
Authority: NO
Inventors: David H Bradfield; David P J Cummins; Philip J Bridger
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1996-05-03
Filing date: 1998-11-02
Publication date: 2003-10-20
Also published as: AU2826897A; CA2252944C; NO985098D0; DE69704158D1; EP0897454B1; DE69704158T2; NO985098L; EP0897454A1; AU723022B2; WO1997042395A1; CA2252944A1

Description

OPPFINNELSENS FAGOMRÅDE FIELD OF THE INVENTION

Denne oppfinnelsen vedrører hovedsakelig boring av brønnhull og mer spesielt, til et fluidhåndteringssystem for bruk ved underbalansert boring av brønnhull. This invention mainly relates to the drilling of wellbore and more particularly, to a fluid handling system for use in underbalanced drilling of wellbore.

BAKGRUNN FOR FAGOMRÅDET BACKGROUND OF THE SUBJECT AREA

Ved vanlig boring av brønnhull for produksjon av hydrokarboner fra formasjoner under overflaten, blir brønnhull boret ved bruk av en rigg. Et fluid som omfatter vann og passende tilsetningsstoffer, på fagområdet vanligvis referert til som "slam", blir sprøytet inn under trykk gjennom en rørledning som har en bore-krone som blir rotert for å bore brønn hullene. Trykket i brønnhullet blir opprettholdt over formasjonstrykket for å hindre utblåsninger. Slammet blir sirkulert fra bunnen av borekronen til overflaten. Sirkulasjonsfluidet som når overflaten omfatter fluidet som har blitt pumpet ned i hullet og borekaks. Det at fluidtrykket i brønnhullet er større enn formasjonstrykket, forårsaker at slam trenger inn i eller invaderer formasjonene rundt brønnhullet. Slik slaminntrengning reduserer permeabiliteten rundt brønnhullet og reduserer nøyaktigheten til måling-under-boringsanordninger som vanligvis brukes under boring av brønnhull. Slik brønnhullsødeleggelse (også kjent som overflateskade eller overflateeffekt "skin damage or effect") kan strekke seg fra noen få centimeter til flere meter fra brønnhullet. Overflateskaden resulte-rer i en redusering i hydrokarbonproduktiviteten. In normal drilling of wells for the production of hydrocarbons from subsurface formations, wells are drilled using a rig. A fluid comprising water and suitable additives, commonly referred to in the art as "mud", is injected under pressure through a pipeline having a drill bit which is rotated to drill the well holes. The pressure in the wellbore is maintained above the formation pressure to prevent blowouts. The mud is circulated from the bottom of the drill bit to the surface. The circulating fluid that reaches the surface includes the fluid that has been pumped down the hole and cuttings. The fact that the fluid pressure in the wellbore is greater than the formation pressure causes mud to penetrate or invade the formations around the wellbore. Such mud intrusion reduces the permeability around the wellbore and reduces the accuracy of measurement-while-drilling devices commonly used during wellbore drilling. Such wellbore destruction (also known as "skin damage or effect") can extend from a few centimeters to several meters from the wellbore. The surface damage results in a reduction in hydrocarbon productivity.

For å unngå de ovenfor beskrevne problemene, blir noen brønner nå boret hvori trykket til det sirkulerende fluidet i brønnhullet blir opprettholdt under formasjonstrykket. Dette blir oppnådd ved å opprettholde et mottrykk ved brønnhodet. Siden brønnhodetrykket er mindre enn formasjonstrykket, blander fluider fra for-masjonen (olje, gass og vann) seg med det sirkulerende slammet. Følgelig, inneholder fluidet som når overflaten fire faser: borekaks (fast), vann, olje og gass. Slike boresystemer krever mer komplekse fluidhåndteirngssystemer ved overflaten. I systemer i henhold til tidligere teknikk, tømmes typisk de returnerende fluidene ("brønnstrøm") inn i en trykktank eller separator ved overflaten for å separere oljeslam (fast), vann, olje og gass. Trykket i trykktanken overstiger typisk 6,9 MPa (1.000 psi). Et antall manuelt regulerte ventiler blir brukt for å opprettholde det ønskede trykket i separatoren og for å tømme fluidene fra trykktanken. Disse kjente systemene bruker også manuelt regulerte nødavstengningsventiler til å stenge av boringsdriften. I tillegg, avhenger disse systemene av trykk målt ved borehodet for å styre slamtrykket nede i hullet. I mange tilfeller representerer dette en stor feilmargin. Disse kjente fluidhåndteringssystemene krever bruk av høy-trykkstanker som er (a) relativt dyre og mindre trygge en lavtrykkstanker, (b) relativt ineffektive og (c) krever flere operatører for å styre fluidhåndteringssystemet. To avoid the problems described above, some wells are now drilled in which the pressure of the circulating fluid in the wellbore is maintained below the formation pressure. This is achieved by maintaining a back pressure at the wellhead. Since the wellhead pressure is less than the formation pressure, fluids from the formation (oil, gas and water) mix with the circulating mud. Consequently, the fluid reaching the surface contains four phases: cuttings (solid), water, oil and gas. Such drilling systems require more complex fluid handling systems at the surface. In prior art systems, the return fluids ("well stream") are typically discharged into a pressure tank or separator at the surface to separate oil mud (solid), water, oil and gas. The pressure in the pressure tank typically exceeds 6.9 MPa (1,000 psi). A number of manually regulated valves are used to maintain the desired pressure in the separator and to empty the fluids from the pressure tank. These known systems also use manually controlled emergency shut-off valves to shut down drilling operations. In addition, these systems depend on pressure measured at the drill head to control mud pressure downhole. In many cases this represents a large margin of error. These known fluid handling systems require the use of high pressure tanks which are (a) relatively expensive and less safe than low pressure tanks, (b) relatively inefficient and (c) require multiple operators to control the fluid handling system.

US 5,012,966 tilveiebringer en fremgangsmåte for mottagelse av det som returneres fra en brønn som bores, der det hydrostatiske trykket ikke kan oppta formasjonstrykket. US 5,012,966 provides a method for receiving what is returned from a well being drilled, where the hydrostatic pressure cannot absorb the formation pressure.

US 0,047,347 beskriver en anordning for separering av gasser og faststoffer fra væske, samt et boresystem som omfatter anordningen. US 0,047,347 describes a device for separating gases and solids from liquid, as well as a drilling system that includes the device.

US 5,415,776 beskriver en horisontal separator for behandling av underba-lansene borefluid. US 5,415,776 describes a horizontal separator for treating the under-balanced drilling fluid.

Den foreliggende oppfinnelsen henvender seg til de ovenfor anførte mang-lene tii fluidhåndteringssystemer i henhold til kjent teknikk og fremskaffer et fluidhåndteringssystem med relativt lavt trykk, som bruker fluidstrømstyreanordninger med fjernstyring og trykkstyreanordninger, sammen med andre sensorer for å styre separasjonen av bestanddelene til borestrømmen, som angitt i søknadens selv-stendige krav. The present invention addresses the above deficiencies of prior art fluid handling systems and provides a relatively low pressure fluid handling system that uses remote fluid flow control devices and pressure control devices, along with other sensors to control the separation of the components of the drilling stream, which specified in the application's self-standing requirements.

Den foreliggende oppfinnelsen fremskaffer også midler for å styre brønn-hulltrykket fra overflaten som en funksjon av trykket målt nede i borehullet. The present invention also provides means for controlling the wellbore pressure from the surface as a function of the pressure measured down the borehole.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION

Denne oppfinnelsen fremskaffer et fluidhåndteringssystem for bruk ved un-derbalansene boringsoperasjoner. Systemet inkluderer en første tank som tjener som en firefasers separator. Den første tanken inkluderer et første trinn for å separere ut faste stoffer. Olje og gass blir separert ved et andre trinn, inn i separate reservoarer. En trykksensor tilknyttet den første tanken avgir et signal til en trykkregulator som modulerer en gasstrømsventil koplet til tanken for uttømming av gass fra den første tanken. Trykkregulatoren opprettholder trykket i den første tanken med en forhåndsbestemt verdi. En oljenivåsensor plassert i den første tanken fremskaffer et signal til et oljenivåstyrer. Oljenivåregulereren modulerer en oljestrømsventil koplet til tanken, for å tømme ut olje fra den første tanken inn i en andre tank. Oljenivåregulatoren regulerer oljestrømsventilen for å opprettholde oljenivået i den første tanken på et forhåndsbestemt nivå. Likeledes, vann (fluid som er hovedsakelig fritt for olje og faste stoffer) blir tømt inn i en tredje tank. Vann fra den tredje tanken blir tømt via en vannstrømsstyreventil, som er modulert av en nivåstyrer som en funksjon av vannivået i den tredje tanken. Gass fra den tredje tanken blir tømt ut ved modulering av en gass-styreventil som en funksjon av trykket i den tredje tanken. This invention provides a fluid handling system for use in under-balance drilling operations. The system includes a first tank that serves as a four-phase separator. The first tank includes a first step to separate out solids. Oil and gas are separated in a second step, into separate reservoirs. A pressure sensor associated with the first tank provides a signal to a pressure regulator which modulates a gas flow valve coupled to the tank for exhausting gas from the first tank. The pressure regulator maintains the pressure in the first tank at a predetermined value. An oil level sensor located in the first tank provides a signal to an oil level controller. The oil level regulator modulates an oil flow valve connected to the tank to drain oil from the first tank into a second tank. The oil level regulator regulates the oil flow valve to maintain the oil level in the first tank at a predetermined level. Likewise, water (fluid that is essentially free of oil and solids) is emptied into a third tank. Water from the third tank is discharged via a water flow control valve, which is modulated by a level controller as a function of the water level in the third tank. Gas from the third tank is discharged by modulating a gas control valve as a function of the pressure in the third tank.

I en alternativ utførelsesform, brukes en sentralstyreenhet eller krets for å styre driften av alle strømningsventilene. Signaler fra trykksensorene og nivåsensorene blir matet inn i styreenheten som regulerer driften av hver av strømnings-styreventilene basert på signalene som mottas fra de forskjellige sensorene og i samsvar med programmerte instruksjoner. Under drift, opprettholder regulatoren-hetene trykket i hver av tankene ved deres respektive forhåndsbestemte verdier. Regulatorenheten opprettholder også fluidnivåene i hver av tankene ved deres respektive forhåndsbestemte verdier. In an alternative embodiment, a central controller or circuit is used to control the operation of all the flow valves. Signals from the pressure sensors and level sensors are fed into the control unit which regulates the operation of each of the flow control valves based on the signals received from the various sensors and in accordance with programmed instructions. During operation, the regulator units maintain the pressure in each of the tanks at their respective predetermined values. The regulator unit also maintains the fluid levels in each of the tanks at their respective predetermined values.

Systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen bestemmer også trykket nede i hullet, inklusive formasjonstrykket, og regulerer borefluidstrømmen inn i brønnhullet for å opprettholde et ønsket trykk ved borehodet. Systemet regulerer også borefluidsammensetningen som en funksjon av en eller flere ønskede ope-rasjonsparametere for å styre tettheten til det sirkulerende fluidet. The system according to the present invention also determines the pressure down the hole, including the formation pressure, and regulates the drilling fluid flow into the wellbore to maintain a desired pressure at the drill head. The system also regulates the drilling fluid composition as a function of one or more desired operating parameters to control the density of the circulating fluid.

Eksempler på de viktigere egenskapene til oppfinnelsen har blitt oppsum-mert temmelig bredt for at dens detaljerte beskrivelse, som følger, skal bli forstått bedre, og for at bidragene til fagområdet skal bli anerkjent. Der er selvfølgelig til— leggsegenskaper til oppfinnelsen som vil bli beskrevet heretter, som vil utgjøre området kravene henviser seg til. Examples of the more important features of the invention have been summarized rather broadly so that its detailed description, which follows, will be better understood, and so that the contributions to the subject area will be recognised. There are, of course, additional properties to the invention which will be described hereafter, which will constitute the area to which the claims refer.

KORT BESKRIVELSENE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTIONS OF THE DRAWINGS

For en detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelsen, henvises til den følgende detaljerte beskrivelsen av den foretrukne utførelsesformen, sett i kombinasjon med de vedlagte tegningene, der like elementer er gitt like henvis-ningstall, hvor: Fig. 1 viser skjematisk et fluidhåndteringssystem i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Fig 1A viser et funksjonsblokkdiagram av et styresystem for bruk med systemet på fig. 1 for å styre driften av fluidhåndteringssystemet. Fig. 2 viser fluidhåndteringssystemet på fig. 1 i kombinasjon med en skjematisk representasjon av et brønnhull med en boringssammenstilling fraktet deri for automatisk å styre borehodetrykket, det sirkulerende fiuidtrykket nede i hullet og borefluidsammensetningen. For a detailed understanding of the present invention, reference is made to the following detailed description of the preferred embodiment, seen in combination with the attached drawings, where like elements are given like reference numbers, where: Fig. 1 schematically shows a fluid handling system in accordance with the present invention. Fig. 1A shows a functional block diagram of a control system for use with the system of Fig. 1 to control the operation of the fluid handling system. Fig. 2 shows the fluid handling system of fig. 1 in combination with a schematic representation of a wellbore with a drilling assembly carried therein to automatically control the drill head pressure, the circulating fluid pressure downhole and the drilling fluid composition.

NÆRMERE BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSESFORMEN DETAILED DESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENT

Fig. 1 viser en skjematisk representasjon av et fluidhåndteringssystem 100 i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Under underbalansert boring av et brønnhull, blir et borefluid {også referert til som "slammet") sirkulert gjennom borehullet for å behjelpe boring av brønnhullet. Fluidet som returnerer fra brønnhull-omkretsen (referert til heretter som borestrømmen "wellstream") inneholder typisk borefluidet som i utgangspunktet ble sprøytet inn i borehullet, olje, vann og gass fra formasjonene, og borekaks laget ved boringen av brønnhullet. Fig. 1 shows a schematic representation of a fluid handling system 100 in accordance with the present invention. During underbalanced drilling of a wellbore, a drilling fluid {also referred to as "mud") is circulated through the wellbore to aid drilling of the wellbore. The fluid that returns from the wellbore perimeter (referred to hereafter as the drilling stream "wellstream") typically contains the drilling fluid that was initially injected into the borehole, oil, water and gas from the formations, and cuttings made during the drilling of the wellbore.

På systemet 100, passerer borestrømmen fra borehodeutstyret 101 gjennom en strupeventil 102, som gjennomgår en driftssyklus ved en forhåndsbestemt hyppighet. En andre strupingsventil 104 forblir ett hundre prosent (100%) i reser-ve. Driftssyklus ventilen 102 blir styrt elektrisk for å opprettholde et forhåndsbestemt mottrykk. Borestrømmen passerer så gjennom en nødavstengningsventil ("ESD") 106 via en passende ledning 108 inn i en firefasers separator (primær separator) 110. Strupingsventilen 102 lager et forhåndsbestemt trykkfall mellom borehodeutstyret 101 og primær separatoren 110 og tømmer ut borestrømmen inn i primærtanken ved et relativt lavt trykk, typisk mindre enn 0,7 MPa (100 psi). På noen bruksområder, kan det være ønskelig å bruke mer enn én strupingsventil i serie for å oppnå et tilstrekkelig trykkfall. Slike strupingsventiler blir så fortrinnsvis uavhengig fjernstyrt som nærmere forklart senere. On the system 100, the drilling stream from the drill head equipment 101 passes through a throttle valve 102, which undergoes a duty cycle at a predetermined frequency. A second throttle valve 104 remains one hundred percent (100%) in reserve. Duty cycle valve 102 is controlled electrically to maintain a predetermined back pressure. The drilling stream then passes through an emergency shut-off ("ESD") valve 106 via a suitable line 108 into a four-phase separator (primary separator) 110. The throttle valve 102 creates a predetermined pressure drop between the drill head equipment 101 and the primary separator 110 and discharges the drilling stream into the primary tank at a relatively low pressure, typically less than 0.7 MPa (100 psi). In some applications, it may be desirable to use more than one throttle valve in series to achieve a sufficient pressure drop. Such throttling valves are preferably independently remote-controlled as explained in more detail later.

Primærseparatoren 110 er fortrinnsvis en firefasers separator. Borestrøm-men som går inn i separatoren 110 passerer til et første trinn av separatoren 110. Faste stoffer (oljeslam), slik som borekaks, tilstede i borestrømmen blir fjernet i det første trinnet ved hjelp av gravitasjonskrefter som blir behjelpet av sentrifugal-virkning av en evolvent inngangsanordning 112 plassert i separatoren 110. Slike separasjonsanordninger 112 er kjent på fagområdet, og er følgelig ikke beskrevet i detalj. En hvilken som helst annen passende anordning kan også bli brukt for å separere de faste stoffene fra borestrømmen. De faste stoffene er tyngre enn de resterende fluidene som samler seg ved bunnen av primærseparatoren 110 og blir fjernet av en halvnedsunken oljeslamspumpe 114. En sensor 113 registrerer nivået til de faste stoffene som bygger seg opp i separatoren 110 og gir energi til pumpen 114 for å ta ut de faste stoffene fra separatoren 110 inn i et sted for over-flødige faste stoffer 115 via en rørledning 115a. Driften av oljeslamspumpe 114 blir fortrinnsvis styrt av et styresystem plassert på et fjerntliggende sted. Fig 1A viser et styresystem 200 som har en styreenhet eller en styrekrets 201, som mottar signaler fra et mangfold med sensorer tilknyttet fluidhåndteringssystemet 100, bestemmer en rekke driftsparametere og regulerer driften til fluidhåndteringssystemet 100 i samsvar med programmerte instruksjoner og modeller fremskaffet til styreenheten 201. Driften av styresystemet 200 blir beskrevet i større detalj senere. The primary separator 110 is preferably a four-phase separator. Drilling stream that enters the separator 110 passes to a first stage of the separator 110. Solids (oil mud), such as drilling cuttings, present in the drilling stream are removed in the first stage by means of gravitational forces assisted by the centrifugal action of a involute input device 112 placed in the separator 110. Such separation devices 112 are known in the field, and are therefore not described in detail. Any other suitable device may also be used to separate the solids from the drilling stream. The solids are heavier than the remaining fluids which collect at the bottom of the primary separator 110 and are removed by a semi-submerged oil slurry pump 114. A sensor 113 detects the level of the solids that build up in the separator 110 and energizes the pump 114 to remove the solids from the separator 110 into an excess solids location 115 via a pipeline 115a. The operation of oil slurry pump 114 is preferably controlled by a control system located at a remote location. Fig 1A shows a control system 200 that has a control unit or a control circuit 201, which receives signals from a plurality of sensors associated with the fluid handling system 100, determines a number of operating parameters and regulates the operation of the fluid handling system 100 in accordance with programmed instructions and models provided to the control unit 201. The operation of the control system 200 is described in greater detail later.

Fluidet som er hovedsakelig fritt for faste stoffer passerer tii et andre trinn, som her generelt angitt med tallet 116. Det andre trinnet 116 tjener hovedsakelig som en trefase separator for å separere gass, olje og vann tilstede i fluidene som kommer inn i det andre trinnet Gassen forlater separatoren 110 via en styreventil 120 og rørledning 122. Gassen kan bli brent av eller brukt på hvilken som helst annen måte. En trykksensor 118 plassert i separatoren 110 og koplet til styreenheten 201 blir kontinuerlig brukt for å overvåke trykket i separatoren 110. Styreenheten 201 justerer styreventilen 120, slik at trykket opprettholdes i separatoren 110 ved en forhåndsbestemt verdi innen et forhåndsbestemt område. Alternativt kan signalet fra trykksensoren 118 bli forsynt til en trykkstyrer 118a, som i sin tur modulerer styreventil 120 for å opprettholde trykket i separatoren ved en forhåndsbestemt verdi. Både høyt- og lavtrykksatarmsignaler blir også generert fra trykksensoren 118's signal. Alternativt kan to trykkbrytere bli brukt, hvor en bryter blir justert for å fremskaffe et høytrykkssignal og den andre fremskaffe et lavtrykk-signal. Styreenheten 201 aktiverer en alarm 210 (fig. 1a), når trykket i separatoren enten er over det høye nivået eller når det faller under det lave nivået. The fluid which is substantially free of solids passes through a second stage, generally indicated herein by the numeral 116. The second stage 116 serves primarily as a three-phase separator to separate gas, oil and water present in the fluids entering the second stage The gas leaves the separator 110 via a control valve 120 and pipeline 122. The gas can be burned off or used in any other way. A pressure sensor 118 placed in the separator 110 and connected to the control unit 201 is continuously used to monitor the pressure in the separator 110. The control unit 201 adjusts the control valve 120 so that the pressure is maintained in the separator 110 at a predetermined value within a predetermined range. Alternatively, the signal from the pressure sensor 118 can be supplied to a pressure controller 118a, which in turn modulates control valve 120 to maintain the pressure in the separator at a predetermined value. Both high and low pressure alarm signals are also generated from the pressure sensor 118's signal. Alternatively, two pressure switches can be used, where one switch is adjusted to provide a high pressure signal and the other to provide a low pressure signal. The control unit 201 activates an alarm 210 (fig. 1a), when the pressure in the separator is either above the high level or when it falls below the low level.

Styreenheten 201 kan også være programmert til å stenge av systemet 100 når trykket i separatoren er over et forhåndsbestemt maksimumsnivå ("høy-høy") eller under et forhåndsbestemt minimumsnivå ("lav-lav"). Alternativt kan systemet 100 bli stengt av ved aktivering av trykkbrytere plassert i separatoren hvori en slik bryter blir aktivert ved det høy-høy trykket og en annen bryter blir aktivert ved lav-lav trykket. Høy-høy trykkutløseren beskytter mot feil i de oppstrøms strupingsven-tilene 102 og 104, mens lav-lav utløseren beskytter systemet mot tap i oppdem-ming inne i separatoren 110. The controller 201 may also be programmed to shut down the system 100 when the pressure in the separator is above a predetermined maximum level ("high-high") or below a predetermined minimum level ("low-low"). Alternatively, the system 100 can be shut off by activating pressure switches located in the separator, in which such a switch is activated at the high-high pressure and another switch is activated at the low-low pressure. The high-high pressure release protects against failure in the upstream throttle valves 102 and 104, while the low-low release protects the system against loss in impoundment inside the separator 110.

Oljen som fluidet inneholder ved det andre trinnet 116 samler seg i en bøtte 124 plassert i det andre trinnet 116 til separatoren 110. En nivåsensor 126 tilknyttet bøtten 124 blir koplet til styreenheten 201, som bestemmer nivået til oljen i bøt-ten 124. Styreenheten 201 regulerer en ventil 128 for å tømme oljen fra separatoren 110 inn i en oljeutjevningstank 160. Alternativt kan nivåsensoren 126 fremskaffe et signal til en nivåregulerer 126a, som modulerer styreventilen 128 for å styre oljestrømmen fra bøtten 124 inn i oljeutjevningstanken 160. Oljenivåsensor-signalene kan også bli brukt for å aktivere alarmene 210 når oljenivået er over et maksimumsnivå eller under et minimumsnivå. The oil that the fluid contains at the second stage 116 collects in a bucket 124 placed in the second stage 116 of the separator 110. A level sensor 126 associated with the bucket 124 is connected to the control unit 201, which determines the level of the oil in the bucket 124. The control unit 201 regulates a valve 128 to drain the oil from the separator 110 into an oil equalization tank 160. Alternatively, the level sensor 126 can provide a signal to a level regulator 126a, which modulates the control valve 128 to control the flow of oil from the bucket 124 into the oil equalization tank 160. The oil level sensor signals can also be used to activate the alarms 210 when the oil level is above a maximum level or below a minimum level.

I det andre trinnet 116, flyter fluid så nær som hovedsakelig fri for olje (referert heri som "vann" av hensiktsmessige grunner) under oljebøtten 124 i området 116 og så over en overløpskant 134 og samler seg inn i et vannkammer eller reservoar 136. En nivåsensor 138 er plassert i vannreservoaret 136 og er koplet til styreenheten 201, som kontinuerlig bestemmer vannivået i reservoaret 136. Styreenheten 201 er programmert til å styre en ventil 140 for å tømme ut vannet fra separatoren 110 inn i en vanntank 145 via en rørledning 142. Alternativt kan nivåsensoren 128 forsyne et signal til en nivåregulerer 138a som modulerer styreventil 140 til å tømme ut vannet fra separatoren 110 inn i vanntanken 145.1 tillegg, blir væskenivået i hovedlegemet til separatoren styrt av en nivåbryter 142, som fremskaffer et signal når væskenivået i hovedlegemet til separatoren 110 er over mak-simumsnivået, hvilket signal setter i gang nødavstengning. Denne nødavsteng-ningen forhindrer væske å passere inn i gassventilen 11 eller inn i et avbrennings-system som brukes. In the second step 116, fluid as nearly substantially free of oil (referred to herein as "water" for convenience) flows below the oil sump 124 in the region 116 and then over an overflow edge 134 and collects in a water chamber or reservoir 136. A level sensor 138 is placed in the water reservoir 136 and is connected to the control unit 201, which continuously determines the water level in the reservoir 136. The control unit 201 is programmed to control a valve 140 to empty the water from the separator 110 into a water tank 145 via a pipeline 142. Alternatively, the level sensor 128 can supply a signal to a level regulator 138a which modulates control valve 140 to empty the water from the separator 110 into the water tank 145.1 addition, the liquid level in the main body of the separator is controlled by a level switch 142, which provides a signal when the liquid level in the main body of the separator 110 is above the maximum level, which signal initiates emergency shutdown. This emergency shut-off prevents liquid from passing into the gas valve 11 or into a burn-off system in use.

Hvilken som helst gass som er til stede i vannet som tømmes inn i vanntanken separeres inne i vanntanken 145. Slik gass blir tømt ut via en styreventil 147 til avbrenning. En trykksensor 148 tilknyttet vanntanken 145 blir brukt til å styre styreventil 147 for opprettholde et ønsket trykk i vanntanken 145. Styreventilen 147 kan bli modulert av en trykkregulator 148a på grunnlag av signaler fra trykksensoren 148. Alternativt kan styreventilen 147 bli styrt av styreenhet 201 på grunnlag av signaler fra trykksensoren 148. Alarmer blir aktivert når trykket i vanntanken 145 er over eller under forhåndsbestemte grenseverdier. Vannivået i vanntanken 145 er overvåket av en nivåsensor 150. En nivåregulerer 150a modulerer en styreventil 152 på grunnlag av nivåsensorsignalene for å opprettholde et ønsket væskenivå i vanntanken 145. Alternativt, kan styreenheten 201 bli brukt for å styre ventilen 152 på grunnlag av nivåsensorsignalene. Væskenivået i vanntanken 145 er også styrt av en nivåbryter 151, som starter en nødavstengning av systemet hvis nivået når et forhåndsbestemt maksimumsnivå på grunn av uaktsomhet. En pumpe 155 passerer fluidet fra vanntanken 145 til styreventilen 152. Fluidet som forlater ventilen 152 tømmes ut via en rørledning 153 inn i en borefluidtank 154. Any gas that is present in the water that is emptied into the water tank is separated inside the water tank 145. Such gas is discharged via a control valve 147 for burning. A pressure sensor 148 associated with the water tank 145 is used to control the control valve 147 to maintain a desired pressure in the water tank 145. The control valve 147 can be modulated by a pressure regulator 148a on the basis of signals from the pressure sensor 148. Alternatively, the control valve 147 can be controlled by the control unit 201 on the basis of signals from the pressure sensor 148. Alarms are activated when the pressure in the water tank 145 is above or below predetermined limit values. The water level in the water tank 145 is monitored by a level sensor 150. A level regulator 150a modulates a control valve 152 on the basis of the level sensor signals to maintain a desired liquid level in the water tank 145. Alternatively, the control unit 201 can be used to control the valve 152 on the basis of the level sensor signals. The liquid level in the water tank 145 is also controlled by a level switch 151, which initiates an emergency shutdown of the system if the level reaches a predetermined maximum level due to negligence. A pump 155 passes the fluid from the water tank 145 to the control valve 152. The fluid leaving the valve 152 is emptied via a pipeline 153 into a drilling fluid tank 154.

Gass til stede i oljeutjevningstanken 160 separeres inne i oljeutjevningstanken 160. Den separerte gassen blir tømt ut via en styreventil 164 og en rørledning 165 til gassledning 122 for avbrenning. En trykksensor 162 tilknyttet oljeutjevningstanken 160 blir brukt for å styre styreventil 164 for å opprettholde et ønsket trykk i oljeutjevningstanken 160. Styreventil 164 kan bli modulert av en trykkregulator 162a på grunnlag av signaler fra trykksensor 162. Alternativt, kan driften av styreventilen 164 bli styrt av styreenhet 201 på grunnlag av signalene fra trykksensoren 162. Alarmer 210 blir aktivert når trykket i oljeutjevningstanken 160 er enten over eller under deres respektive forhåndsbestemte grenseverdier. Oljenivået i oljeutjevningstanken 160 blir overvåket av en nivåsensor 168. En nivåregulator 168a modulerer styringsventil 170 på grunnlag av nivåsensorsignalene for å opprettholde et ønsket væskenivå i oljeutjevningstanken 160. Alternativt, kan styreenheten 201 bli brukt til å styre ventil 170 på grunnlag av signalene fra nivåsensor 168. Oljenivået i oljeutjevningstank 160 blir også overvåket av en nivåbryter 169 som starter en nødavstengning av systemet hvis nivået når et forhåndsbestemt maksimumsnivå på grunn av uoppmerksomhet. En pumpe 172 passerer fluidet fra oljeutjevningstank 160 til styreventil 170. Væsken som forlater ventilen 170 tømmes ut via en rørledning 174 inn i en oljetank eller oljereservoar 176. Gas present in the oil equalization tank 160 is separated inside the oil equalization tank 160. The separated gas is discharged via a control valve 164 and a pipeline 165 to gas line 122 for burning. A pressure sensor 162 associated with the oil equalization tank 160 is used to control control valve 164 to maintain a desired pressure in the oil equalization tank 160. Control valve 164 can be modulated by a pressure regulator 162a based on signals from pressure sensor 162. Alternatively, the operation of control valve 164 can be controlled by control unit 201 on the basis of the signals from the pressure sensor 162. Alarms 210 are activated when the pressure in the oil equalization tank 160 is either above or below their respective predetermined limit values. The oil level in the oil leveling tank 160 is monitored by a level sensor 168. A level regulator 168a modulates control valve 170 based on the level sensor signals to maintain a desired liquid level in the oil leveling tank 160. Alternatively, the control unit 201 can be used to control valve 170 based on the signals from level sensor 168 The oil level in oil leveling tank 160 is also monitored by a level switch 169 which initiates an emergency shutdown of the system if the level reaches a predetermined maximum level due to inattention. A pump 172 passes the fluid from the oil leveling tank 160 to the control valve 170. The liquid leaving the valve 170 is emptied via a pipeline 174 into an oil tank or oil reservoir 176.

Fremdeles med referanse til fig. 1 og 1A, kan styreenhet 201 bli plassert et passende sted i felten eller i en styrehytte som har annet styreutstyr for styring av den totale driften av boreriggen brukt for boring av brønnhullet. Styreenhet 201 er koplet til en eller flere monitorer eller fremvisningsskjermer 212 for fremvisning av forskjellige parametere tilknyttet til fluidhåndteringssystemet 100. Passende utstyr for innføring av data, slik som berøringsskjermer eller tastaturer blir brukt for å inn-føre informasjoner og instruksjoner til styreenheten 201. Styreenhet 201 inneholder en eller flere dataprosesseringsenheter, slik som en datamaskin, programmer og modeller for operering av fluidhåndteringssystemet 100. Still with reference to fig. 1 and 1A, control unit 201 can be placed in a suitable place in the field or in a control cabin that has other control equipment for controlling the overall operation of the drilling rig used for drilling the wellbore. Control unit 201 is connected to one or more monitors or display screens 212 for displaying various parameters associated with the fluid handling system 100. Appropriate data entry equipment, such as touch screens or keyboards are used to enter information and instructions to control unit 201. Control unit 201 contains one or more data processing units, such as a computer, programs and models for operating the fluid handling system 100.

Generelt mottar styreenheten 201 signaler fra de forskjellige sensorene beskrevet over, og hvilke som helst andre sensorer tilknyttet med fluidhåndteringssystemet 100 eller boringssystemet. Styreenheten 201 bestemmer eller reg-ner ut verdiene av en rekke driftsparametere til fluidhåndteringssystemet, og regulerer driften av forskjellige anordninger basert på slike parametere i samsvar med programmet og modellene forsynt til styreenheten 201. Inngående eller "input"-ledningene Si-S„ forbundet med styreenhet 201 indikerer at styreenhet 201 mottar signaler og input fra forskjellige kilder inkludert sensorene til system 100. De utgå-ende eller "outpuf-linjene Ci-Cm er vist for å indikere at styreenhet 201 er koplet til de forskjellige anordningene i system 200 for å styrestyre driften av slike anordninger, inkludert styringsventilene 102,104,120,128,147,152, 64,168 og 170, og pumper 124,155 og 170. In general, the control unit 201 receives signals from the various sensors described above, and any other sensors associated with the fluid handling system 100 or the drilling system. The control unit 201 determines or calculates the values of a number of operating parameters of the fluid handling system, and regulates the operation of various devices based on such parameters in accordance with the program and models supplied to the control unit 201. The incoming or "input" lines Si-S„ connected to controller 201 indicates that controller 201 receives signals and inputs from various sources including the sensors of system 100. The outgoing or "outpuf" lines Ci-Cm are shown to indicate that controller 201 is connected to the various devices in system 200 to control the operation of such devices, including control valves 102,104,120,128,147,152, 64,168 and 170, and pumps 124,155 and 170.

Nå, med henvisning til fig. 1,1A og 2, før drift av systemet 100 legger, en operatør stasjonert ved styreenheten 201, som fortrinnsvis er plassert i en trygg avstand fra fluidhåndteringssystemet 100, inn ønskede styreparametere, inkludert de ønskede nivåene eller områdene av forskjellige parametere, slik som fluidnivå-er og trykknivåer. Etter som boringen starter, starter styreenheten 201 å styre strømmen av brønnstrømmen fra brønnhullet 225 ved å styre ventilene 102 og 104 for å opprettholde et ønsket mottrykk. Styreenheten 201 regulerer også trykket i separatoren 110, fluidnivået i separatoren 110 og hver av tankene 145 og 160, uttømmingen av faste stoffer fra separatoren 110 og uttømmingen av gasser og væsker fra tankene 145 og 170. Now, referring to FIG. 1, 1A and 2, before operating the system 100, an operator stationed at the control unit 201, which is preferably located at a safe distance from the fluid handling system 100, enters desired control parameters, including the desired levels or ranges of various parameters, such as fluid level- are and pressure levels. After the drilling starts, the control unit 201 starts to control the flow of the well flow from the wellbore 225 by controlling the valves 102 and 104 to maintain a desired back pressure. The control unit 201 also regulates the pressure in the separator 110, the fluid level in the separator 110 and each of the tanks 145 and 160, the discharge of solids from the separator 110 and the discharge of gases and liquids from the tanks 145 and 170.

Som bemerket tidligere, regulerer systemer i henhold til tidligere teknikk brønnhulltrykket ved å opprettholde trykket ved overflaten ved en ønsket verdi. Basert på dybden til brønnhullet og typene av fluider som blir brukt under boring av brønnhullet, kan det virkelige trykket nede i hullet variere fra det ønskede trykket med flere MPa (flere hundre pund). For å styre trykket i brønnhullet på en nøyaktig måte, inkluderer systemet en trykksensor 222c for måling av trykket ved borehode 101, en trykksensor 222b i borestrengen 224 for måling av trykket av borefluidet i borestreng 224 og en trykksensor 222c i borestreng 224 for måling av trykket i omkretsen mellom borestrengen 224 og brønnboringen 225. Andre typer sensorer slik som differensialtrykksensorer kan også bli brukt for å bestemme dif-ferensialtrykket nede i hullet. Under boringsoperasjoner, overvåker styreenheten 201 periodisk eller kontinuerlig trykket fra sensorene 222a, 222b og 222c og regulerer fluidstrømsgraden inn i brønnhullet 225 ved å styre slik at boretrykket opprettholdes ved en forhåndsbestemt verdi eller innen et forhåndsbestemt område. Borestrengen 224 kan også omfatte andre sensorer eksempelvis en temperatursensor 223, for måling av temperaturen i brønnhullet 225. As noted previously, prior art systems regulate wellbore pressure by maintaining surface pressure at a desired value. Based on the depth of the wellbore and the types of fluids used while drilling the wellbore, the actual downhole pressure can vary from the desired pressure by several MPa (several hundred pounds). In order to accurately control the pressure in the wellbore, the system includes a pressure sensor 222c for measuring the pressure at the drill head 101, a pressure sensor 222b in the drill string 224 for measuring the pressure of the drilling fluid in the drill string 224 and a pressure sensor 222c in the drill string 224 for measuring the pressure in the circumference between the drill string 224 and the wellbore 225. Other types of sensors such as differential pressure sensors can also be used to determine the differential pressure down the hole. During drilling operations, the control unit 201 periodically or continuously monitors the pressure from the sensors 222a, 222b and 222c and regulates the fluid flow rate into the wellbore 225 by controlling so that the drilling pressure is maintained at a predetermined value or within a predetermined range. The drill string 224 can also include other sensors, for example a temperature sensor 223, for measuring the temperature in the wellbore 225.

Under underbalansert boring, blir borefluidene blandet med andre materialer, eksempelvis nitrogen, luft, karbondioksid, luftfilterballer og andre tilsetningsstoffer for å styre borefluidets tetthet eller den ekvivalente sirkulasjonstettheten og for å lage skum i borefluidet for å fremskaffe gassløft nede i hullet. Fig. 2 viser en utførelsesform 100a til fluidhåndteringssystemet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen som automatisk kan styre borefluidsammensetningen som en funksjon av målte driftsparametere nede i hullet eksempelvis formasjonstrykket, eller hvilke som helst andre utvalgt parameter. Som vist i fig. 2, omfatter systemet 100a en eller flere kilder 302 av materialer (tilsetningsstoffer) som kan bli blandet med boreslammet fra slamtank 154. Borefluidet fra slamtanken 154 passerer via en elektrisk styrt strømningsventil 304 til en blander 310. Tilsetningsstoffene fra kilden 302 passerer via en elektrisk styrt strømningsventil 305 til mikseren 310. Re-gulatoren 201 mottar informasjon om parameterne nede i hullet fra forskjellige sensorer Si-Sn, inkludert trykksensorene 22a, 222b og 222c, og temperatursensor 223 og bestemmer de utvalgte parameterne som skal styres, eksempelvis formasjonstrykket. System 100a er anbrakt med en modell 308 brukt av styreenheten 201 for å bestemme borefluidsammensetningen. Styreenheten 201 bestemmer periodisk eller kontinuerlig den foreskrevne fluidsammensetningen som en funksjon av en eller flere av de utvalgte driftsparameteme og opererer styreventilen 304 via styringsledning Cq for å tømme ut den riktige mengden med ttlsetningsma-terialer for å få den ønskede sammensetningen. Styreenheten 201 regulerer også fluidstyreventil 306 via ledning Cp for å styre borefluidstrømmen inn i blanderen 310. Det blandede fluidet blir tømt inn i brønnhullet 225 fra blanderen 310 via rør-ledning 312 for å opprettholde det ønskede trykket i brønnhullet. Slam fra slamtanken 154 og tilsetningsstoffene fra kilden 302 blir fortrinnsvis blandet i et knute-punkt eller blander 310 og tømt inn i brønnhullet via rørledning 312. Tilsetningsstoffene og borefluidet, kan imidlertid bli sprøytet separat inn i brønnhullet 225. i enkelte bruksområder kan det være mer ønskelig å sprøyte tilleggsstoffene ved eller nær bunnen av borestreng 224 via en separat rørledning (ikke vist), slik at blandingen opptrer nær borekronen 226. During underbalanced drilling, the drilling fluids are mixed with other materials, for example nitrogen, air, carbon dioxide, air filter balls and other additives to control the density of the drilling fluid or the equivalent circulation density and to create foam in the drilling fluid to provide gas lift downhole. Fig. 2 shows an embodiment 100a of the fluid handling system according to the present invention which can automatically control the drilling fluid composition as a function of measured operating parameters down the hole, for example the formation pressure, or any other selected parameter. As shown in fig. 2, the system 100a comprises one or more sources 302 of materials (additives) that can be mixed with the drilling mud from the mud tank 154. The drilling fluid from the mud tank 154 passes via an electrically controlled flow valve 304 to a mixer 310. The additives from the source 302 pass via an electrically controlled flow valve 305 to the mixer 310. The regulator 201 receives information about the downhole parameters from various sensors Si-Sn, including the pressure sensors 22a, 222b and 222c, and temperature sensor 223 and determines the selected parameters to be controlled, for example the formation pressure. System 100a is fitted with a model 308 used by the control unit 201 to determine the drilling fluid composition. The control unit 201 periodically or continuously determines the prescribed fluid composition as a function of one or more of the selected operating parameters and operates the control valve 304 via control line Cq to discharge the correct amount of filler materials to obtain the desired composition. The control unit 201 also regulates fluid control valve 306 via line Cp to control the flow of drilling fluid into the mixer 310. The mixed fluid is emptied into the wellbore 225 from the mixer 310 via pipe line 312 to maintain the desired pressure in the wellbore. Mud from the mud tank 154 and the additives from the source 302 are preferably mixed in a hub or mixer 310 and emptied into the wellbore via pipeline 312. The additives and the drilling fluid can, however, be injected separately into the wellbore 225. In some applications, there may be more desirable to spray the additives at or near the bottom of the drill string 224 via a separate pipeline (not shown), so that the mixture occurs near the drill bit 226.

Følgelig, fremskaffer fluidhåndteirngssystemet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen et lukket fluidhåndteringssystem som automatisk separerer bore-strømmen inn i sine respektive deler, og tømmer de separerte bestanddelene inn i deres ønskede lagringsanlegg. Systemet regulerer automatisk trykket i brønnhullet og boringsfluidsammensetningen som en funksjon av valgte driftsparametere. Accordingly, the fluid handling system of the present invention provides a closed fluid handling system that automatically separates the drilling stream into its respective components, and discharges the separated components into their desired storage facility. The system automatically regulates the pressure in the wellbore and the drilling fluid composition as a function of selected operating parameters.

Det ovenfor beskrevne systemet foreskriver hovedsakelig mindre arbeids-kraft for drift sammenlignet med kjente fluidhåndteringssystemer som er brukt under underbalansert boring av brønnhull. Trykket i hovedseparatoren 110 er relativt lavt sammenlignet med systemer i henhold til kjent teknikk, som typisk drives ved et trykk på mer enn 6,9 MPa (1 000 psi). Lavtrykksoperasjoner reduserer kostna-dene forbundet med tilvirkning av separatorene. Viktigere er det at lavtrykksoperasjoner i henhold til det foreliggende systemet er iboende tryggere enn driften av systemer med relativt høyt trykk i henhold til tidligere teknikk. Styring av borehodetrykket og borefluidblandingen basert på målinger nede i hullet under boringsdriften fremskaffer en mer nøyaktig styring av trykket i brønnhullet. The above-described system mainly prescribes less manpower for operation compared to known fluid handling systems used during underbalanced wellbore drilling. The pressure in the main separator 110 is relatively low compared to prior art systems, which typically operate at a pressure greater than 6.9 MPa (1000 psi). Low-pressure operations reduce the costs associated with manufacturing the separators. More importantly, low pressure operations according to the present system are inherently safer than the operation of relatively high pressure systems according to the prior art. Control of the drill head pressure and the drilling fluid mixture based on measurements down the hole during the drilling operation provides a more accurate control of the pressure in the wellbore.

Mens den forutgående redegjørelsen er rettet mot den foretrukne utførel-sesformen av oppfinnelsen, vil forskjellige modifikasjoner være åpenbare for de som kjenner fagområdet. Det er ment at alle variasjoner innenfor området og ån-den til de vedlagte kravene er omfattet av den forutgående redegjørelsen. While the foregoing description is directed to the preferred embodiment of the invention, various modifications will be apparent to those skilled in the art. It is intended that all variations within the scope and spirit of the attached requirements are covered by the preceding explanation.

Claims

1. Separator (110) for separating materials from a well fluid, where the separator (110) comprises a first tank with a first step for separating solids that the fluid contains, a pressure sensor (118) to determine the pressure in the first tank, characterized by: (a) a gas control device (200) for flowing gas from the first tank; and (b) a control circuit (201) comprising a pressure controller (118a) for automatically controlling the operation of the gas control device as a function of the pressure in the first tank.

2. Separator (110) according to claim 1, characterized by that the pressure controller modulates the gas control device (200) to control the operation of the gas control device (200) to discharge gas from the first tank.

3. Separator (110) according to claim 2, characterized by that the gas control device (200) is modulated to maintain the pressure in the first tank within a predetermined range.

4. Separator (110) according to claim 2, characterized by that the gas control device (200) is modulated to maintain the pressure in the first tank at a predetermined value.

5. Separator (110) according to claim 2, characterized by a pressure switch to provide a signal when the pressure in the first tank is above a predetermined maximum value.

6 Separator (110) according to claim 5, characterized by a pressure switch to provide a signal when the pressure in the first tank is below a predetermined minimum value.

7. Separator (110) according to claims 2-5, characterized by that the control circuit prevents fluid entry into the first tank upon receipt of a signal from the pressure switch.

8. Separator (110) according to claims 1-7, further characterized by that the first tank comprises: (a) a second stage for separating oil and water into a separate reservoir; and (b) a separate level sensor associated with the water reservoir (136) and the oil reservoir (176) to respectively determine the water level and the oil level in their respective reservoirs (136,177); and that the control circuit receives signals from the pressure sensor and each of the level sensors to control the pressure, oil level and water level in the first tank.

9. Separator (110) according to claims 1 -8, characterized by a pump to discharge solids from the first tank.

10. Separator (110) according to claims 1 -9, characterized by a first flow control means associated with the first tank for draining oil from the first tank.

11. Separator (110) according to claim 10, characterized by a second flow control device associated with the first tank for discharging water from the first tank.

12. Separator (110) according to claim 11, characterized by that the control circuit further controls the draining of oil and water from the first tank to maintain the oil level and the water level in the first tank below their respective predetermined limits.

13. Separator (110) according to claim 8, characterized by that the control circuit further controls the discharge of oil and water by controlling a separate flow control valve associated with the oil and water.

14. Separator (110) according to claims 2-7, further characterized by: (a) a first level controller for automatically controlling the flow of oil from the first tank by modulating a flow control valve as a function of the oil level in the first tank to maintain the oil level in the first tank below a predetermined level; (b) a second level controller for automatically controlling the flow of water from the first tank by modulating a second flow control valve as a function of the pressure in the first tank to maintain the water level in the first tank below a predetermined level; (c) a second tank for receiving oil from the first tank, wherein the second tank has a pressure controller (118a) cooperating with a pressure sensor associated with the second tank to discharge any gas contained in the second tank, wherein the second the tank also has a level controller cooperating with a level sensor to maintain the oil in the second tank below a predetermined level; and (d) a third tank for receiving fluid substantially free of oil from the first tank, wherein the third tank has a pressure controller (118a) cooperating with a pressure sensor associated with the third tank to purge any gas it the third tank contains, where the third tank also contains a level controller cooperating with a level sensor to maintain the fluid in the third tank below a predetermined level.

15. Separator (110) according to claims 1-14, further characterized by: (a) a fluid flow control device for receiving well fluid at a relatively high pressure and for discharging the received fluid at a relatively low pressure into the first the idea.

16. Separator (110) according to claim 15, characterized by that the fluid flow control device is a throttle valve.

17. Separator (110) according to clause 5, characterized by that the relatively high pressure is greater than 1000 psi (69 bar) and the relatively low pressure is below 100 psi (7 bar).

18. Method for separating components of a drilling fluid at relatively high pressure, characterized in that it comprises: (a) reducing the drilling fluid pressure to a relatively low pressure; (b) discharging the fluid at relatively low pressure into a separator (110) and separating solids from the fluid in the separator; (c) determine the pressure in the tank; (d) automatically venting gas from the separator (110) through a gas flow control device in response to the determined pressure in the tank to maintain the pressure in the separator (110) below a predetermined value.

19. Procedure according to claim 18, characterized by that the depletion of the gas is done by modulating the gas flow control device.

20. Procedure according to claims 18-19, characterized by in a controlled manner draining oil from the separator (110) to maintain the oil level in the separator (110) below a predetermined level.

21. Procedure according to claims 18-20, characterized by in a controlled manner draining water from the separator (110) to maintain the water level in the separator (110) below a predetermined level.

22. Method according to claims 18-21, further characterized by: (a) separation of oil and water inside the separator; (b) controlling the discharge of oil from the separator (110) through an oil flow device at the control unit to maintain the oil level in the separator (110) below a predetermined value; and (c) controlling outflow of water from the separator (110) through a water flow device by the control unit to maintain the water level in the separator (110) below a predetermined value.