RU2156637C2 - Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов - Google Patents

Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов Download PDF

Info

Publication number
RU2156637C2
RU2156637C2 RU95119418/12A RU95119418A RU2156637C2 RU 2156637 C2 RU2156637 C2 RU 2156637C2 RU 95119418/12 A RU95119418/12 A RU 95119418/12A RU 95119418 A RU95119418 A RU 95119418A RU 2156637 C2 RU2156637 C2 RU 2156637C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
liquid phase
gas
separation
section
Prior art date
Application number
RU95119418/12A
Other languages
English (en)
Other versions
RU95119418A (ru
Inventor
Пол ПРУЭТЕР Уильям
Патрик БИРМИНГЕМ Даниел
Джеймс РИД Мэтью
Original Assignee
Дзе Бабкок энд Вилкокс Компани
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Дзе Бабкок энд Вилкокс Компани filed Critical Дзе Бабкок энд Вилкокс Компани
Publication of RU95119418A publication Critical patent/RU95119418A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2156637C2 publication Critical patent/RU2156637C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Separating Particles In Gases By Inertia (AREA)
  • Cyclones (AREA)
  • Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Filtering Of Dispersed Particles In Gases (AREA)

Abstract

Устройство содержит напорный резервуар, имеющий патрубок для входа скважинной текучей среды и патрубок для выхода отделенного от нее газа. В напорной резервуаре расположен центробежный сепаратор первой ступени для центробежной сепарации первой части нефтежидкостной фазы от текучей среды скважины для получения влажного газа, содержащего некоторое количество остаточной нефтежидкостной фазы. В резервуаре расположен также центробежный сепаратор второй ступени, выполняющий вторичную центробежную сепарацию влажного газа для удаления всех остатков нефтежидкостной фазы из влажного газа для получения газа, который откачивают из напорного резервуара. Нефтежидкостную фазу и остаточную нефтежидкостную фазу, отделенные от текучей среды скважины, откачивают из напорного резервуара через другой выходной патрубок. Технический результат состоит в повышении компактности и эффективности сепарационного устройства. 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к системам сепарации и, в частности, к устройству для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов.
Большинство известных нефтегазовых сепарационных систем основывается на использовании принципа естественной или гравитационной сепарации, для чего требуются крупные технологические емкости, необходимые для получения нужных показателей сепарации. Когда процесс естественной сепарации применяется в относительно небольшой емкости, пропускная способность или поток пара в этой системе значительно меньше, чем в других системах, не основывающихся на естественной сепарации. Пример системы, в которой применена естественная сепарация, описан в патенте США N 4982794.
Другая известная сепарационная система описана в патентной заявке Великобритании W GB 2203062 с использованием центробежной сепарации на предварительной ступени сепарации и инерциальной сепарации (например, скрубберов) на второй ступени сепарации. Хотя эта система обладает более высокой производительностью по сепарации по сравнению с системой, основанной на естественной сепарации, она также наверняка обладает меньшей производительностью по сравнению с системой, в которой центробежная сепарация может быть применена на обеих ступенях.
В авторском свидетельстве СССР N 1095933, кл. B 01 D 19/00, 1984 г. раскрыто устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов, содержащее напорный резервуар с патрубком для входа скважинной текучей среды, патрубком для выхода отделенного от нее отходящего газа и патрубком для выхода отделенной от нее нефтежидкостной фазы. В напорном резервуаре установлены первый центробежный сепаратор, предназначенный для центробежной сепарации большей части нефтежидкостной фазы от скважинной текучей среды для получения влажного газа, содержащего остаточную нефть, и второй центробежный сепаратор, предназначенный для дальнейшей центробежной сепарации по существу всех остатков нефтежидкостной фазы из влажного газа для получения отводимого газа.
Данное устройство не обеспечивает высокой эффективности сепарации, поскольку в нем не используется множество пар центробежных сепараторов, оно является достаточно громоздким и трудно используемым при морской добычи нефти или в условиях ограниченного пространства.
Техническим результатом настоящего изобретения является создание компактного и эффективного устройства для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов, которое может быть использовано на поверхности и под водой.
Этот технический результат достигается тем, что устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системы добычи углеводородов, содержит напорный резервуар с патрубком для входа скважинной текучей среды, патрубком для выхода отделенного от нее отходящего газа и патрубком для выхода отделенной от нее нефтежидкостной фазы, первый центробежный сепаратор, установленный в напорном резервуаре и предназначенный для центробежной сепарации большей части нефтежидкостной фазы от скважинной текучей среды для получения влажного газа, содержащего остаточную нефть, и второй центробежный сепаратор, размещенный в напорном резервуаре и предназначенный для дальнейшей центробежной сепарации по существу всех остатков нефтежидкостной фазы из влажного газа для получения отводимого газа. Согласно изобретению устройство имеет главную секцию сбора нефтежидкостной фазы, расположенную у нижнего конца напорного резервуара и сообщенную с патрубком для выхода отделенной нефтежидкостной фазы, вторичную секцию сбора нефтежидкостной фазы, расположенную у верхнего конца напорного резервуара, и средство для сообщения главной и вторичной секции, при этом первый центробежный сепаратор содержит стояк, открытый нижний конец которого сообщен с патрубком для входа скважинной текучей среды для приема текущей вверх текучей среды, и верхний конец которого закрыт, множество криволинейный лопастей, размещенных с зазором вокруг стояка для принудительного отделения большей части нефтежидкостной фазы от текучей скважинной среды с получением влажного газа, при этом каждая криволинейная лопасть выполнена многослойной, причем первый центробежный сепаратор также содержит оборотный цилиндр, охватывающий стояк, и криволинейные лопасти для приема нефтежидкостной фазы, двигающейся наружу под действием центробежной силы от наружных кромок криволинейных лопастей, оборотный цилиндр имеет открытый нижний конец, проходящий в главную секцию сбора для передачи нефтежидкостной фазы в нисходящем направлении в эту секцию, и верхний конец для пропускания влажного газа, а второй центробежный сепаратор установлен на одной оси над первым центробежным сепаратором и отделен от последнего открытым участком, при этом второй центробежный сепаратор содержит множество тангенциальных входных лопастей, через которые проходит влажный газ для дальнейшего отделения нефтежидкостной фазы от влажного газа с получением сухого газа, второй центробежный сепаратор также содержит средство для отделения влаги, имеющее отделяющее влагу пазы над впускными лопатками для приема сухого газа и для направления дополнительно отделенной нефтежидкостной фазы в нисходящем направлении во вторичную секцию сбора нефтежидкостной фазы и через открытый участок, являющийся средством для сообщения, в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы, при этом средство для отделения влаги имеет открытый верхний конец, сообщенный с патрубком для выхода отделенного газа для пропускания сухого газа к этому патрубку.
Целесообразно, чтобы оборотный цилиндр содержал множество сквозных отверстий, выполненных в его поверхности выше стояка. Высота участка оборотного цилиндра, в котором выполнены сквозные отверстия над стояком, составляет приблизительно 380-460 мм. Расстояние между верхним концом средства для отделения влаги и нижними концами криволинейных лопастей составляет приблизительно 1,2 м.
Желательно, чтобы открытый верхний конец оборотного цилиндра имел проходящий по радиусу вовнутрь ограничительный буртик, и открытый верхний конец средства для отделения влаги также имел проходящий по радиусу вовнутрь ограничительный буртик.
Устройство может иметь нижнюю опорную плиту, проходящую поперек напорного резервуара между впускными лопастями и средством для отделения влаги, определяющую нижнюю границу вторичной секции сбора нефтежидкостной фазы, и средство для сообщения главной и вторичной секций содержит патрубок, открытый в опорную плиту и проходящий в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы.
Устройство может также содержать верхнюю плиту, размещенную с зазором над нижней опорной плитой и проходящую поперек напорного резервуара над средством для отделения влаги, при этом открытый верхний конец этого средства проходит через верхнюю плиту, и в верхней плите выполнено, по меньшей мере, одно сквозное отверстие для приема любой отделенной нефтежидкостной фазы, проходящей над верхней плитой и для возвращения в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы.
Целесообразно, чтобы патрубок для выхода нефтежидкостной фазы проходил через боковую сторону напорного резервуара у его нижнего конца, сообщенного с главной секцией сбора нефтежидкостной фазы.
За исключением изменений, связанных с криволинейными лопастями, сепаратор первой ступени аналогичен сепаратору, описанному в патенте США N 4648890. Сепаратор второй ступени аналогичен сепаратору, раскрытому в патенте. Сепараторы первой и второй ступени всегда применяются попарно, а сочетание сепараторов первой и второй ступени центробежного типа, применяемое в настоящем изобретении, обеспечивает компактную и в высшей степени эффективную конструкцию сепаратора. Устройство для сепарации может содержать несколько пар (два или больше сепаратора первой ступени и два или больше сепаратора второй ступени) или только один сепаратор первой ступени и один сепаратор второй ступени. Конструкция, состоящая из нескольких пар, должна обычно применяться в поверхностных установках, в то время как устройства с одним сепаратором первой ступени и одним сепаратором второй ступени обычно должно быть для удовлетворения большинства требований к подводным установкам.
В настоящее время сепарацию на поверхности или на платформе обычно выполняют с использованием гравитационной сепарации, для чего требуется барабан или напорного резервуара, очень большой емкости. Устройство, являющееся предметом настоящего изобретения, не только дешевле в изготовлении благодаря своим меньшим размером по сравнению с известными сепарационными устройствами, но имеет также и то преимущество, что уменьшенные размеры устройства для сепарации, являющегося предметом настоящего изобретения, требуют меньше пространства на буровой платформе, что является привлекательной с экономической точки зрения особенностью, поскольку стоимость платформ прямо зависит от размеров резервуаров.
Настоящее изобретение предлагает также оригинальное и эффективное компактное устройство для подводной сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы. При использовании под водой настоящее изобретение предлагает значительные преимущества для разработки краевых месторождений, поскольку без подводной сепарации разработка краевых месторождений оказывается неоправданной с экономической точки зрения.
Как хорошо известно, подводная сепарация обеспечивает разделение паровых и жидких фаз до транспорта жидкостей на платформу или производственный объект. Предварительное разделение фаз с последующим раздельным транспортом их далее связано с меньшим количеством технических проблем по сравнению с транспортом многофазной смеси газа и нефти, когда превалируют проблемы закупоривания и образования гидратов.
В настоящее время не известно никакого другого устройства, представляющего собой сочетание центробежных сепараторов первой и второй ступени и обладающего компактностью и высокой производительностью по сепарации, сравнимыми с устройством, являющимся предметом настоящего изобретения.
Для лучшего понимания существа изобретения, его преимуществ и конкретных результатов, которые могут получить пользователи, ниже приводится описание предпочтительных вариантов выполнения изобретения, со ссылками на чертежи, на которых:
фиг. 1 схематически изображает в разрезе первый вариант выполнения устройства для сепарации, согласно настоящему изобретению, с использованием нескольких центробежных сепараторов первой и второй ступени;
фиг. 2 изображает поперечное сечение выполненное по линии II-II на фиг. 1;
фиг. 3 схематически изображает в разрезе второй вариант устройства для сепарации, согласно настоящему изобретению, с использованием одного центробежного сепаратора первой ступени и одного центробежного сепаратора второй ступени;
фиг. 4 изображает поперечное сечение, выполненное по линии IV-IV на фиг. 3;
фиг. 5 изображает перспективный вид сепаратора первой ступени с криволинейными лопастями и циклонного сепаратора второй ступени, согласно настоящему изобретению;
фиг. 6 изображает график результатов испытаний по определению расхода жидкости в сравнении с расходом пара в центробежного сепаратора, согласно настоящему изобретению.
На всех чертежах в целом, где на отдельных чертежах одинаковыми цифровыми позициями обозначены одни и те же или функционально сходные элементы, и на фиг. 1, в частности, изображен один вариант выполнения настоящего изобретения, представляющий собой компактное, высокоэффективное, состоящее из нескольких пар сепараторов устройство 1 для сепарации текучей среды 2 скважины, получаемой в системах добычи углеводородов, на отдельные газовую и нефтежидкостную фазы. В данном случае термин "текучая среда скважины" означает любую двухфазную смесь нефти и газа, находящихся по существу в естественном состоянии, непосредственно после извлечения из пласта или после транспортировки от места извлечения к устройству для сепарации, являющемуся предметом настоящего изобретения.
Устройство 1 для сепарации содержит барабан или напорный резервуар 3 с патрубком 4 для входа скважинной текучей среды 2 (обычно представленной сырой нефтью и сопутствующими газами) в напорный резервуар 3. Патрубок 5 для выхода газа расположен на конце, противоположном патрубку 4, и предназначен для отвода отдельных газов 6 из резервуара 3. Резервуар 3 содержит также патрубок 7 для выхода отделенной нефтежидкостной фазы 8 из резервуара 3. Как показано на фиг. 1, резервуар 3 ориентирован по существу вертикально, с патрубком 4 для входа текучей среды скважины, расположенным в общем в его нижнем конце, и патрубком 5 для выхода газа, расположенным в его верхнем конце, в то время как патрубок 7 для выхода нефтежидкостной фазы занимает определенное промежуточное положение.
Устройство 1 для сепарации состоит из нескольких пар центробежных сепараторов, в частности одного или нескольких центробежных сепараторов 9 первой ступени с криволинейными лопастями и одного или нескольких центробежных циклонных сепараторов 10 второй ступени. Поскольку эти сепараторы 9, 10 первой и второй ступени сходны с описанными в упомянутых выше патентах США 4648890 и 3324634, текст приведенных в них описаний включен в настоящую заявку в качестве аналога и если читателю потребуются определенные детали, его можно отослать к этим описаниям. Сепараторы 9, 10 первой и второй ступени всегда применяются парами, а сочетание сепараторов первой и второй ступени центробежного типа, подобное применяемому в настоящем изобретении, обеспечивает получение компактной и высокоэффективной конструкции. Текучая среда 2 скважины первоначально подвергается воздействию центробежного сепаратора(ов) 9 первой ступени с криволинейными лопастями, выполняющего первоначальное отделение под воздействием центробежной силы нефтежидкостной фазы 11 двухфазной текучей среды 2 скважины, в результате чего получается влажный газ 12, в котором остается некоторое количество нефтежидкостной фазы 13. Затем центробежный циклонный сепаратор(ы) 10 второй ступени, расположенный выше и спаренный с центробежным сепаратором(ами) 9 первой ступени с криволинейными лопастями, выполняет вторую операцию разделения под воздействием центробежной силы влажного газа 12, покидающего сепаратор(ы) 9 первой ступени, от которого отделена большая часть жидкости, для отделения от влажного газа 12 как можно большей части оставшейся нефтежидкостной фазы 13.
Более 95% жидкости, содержащейся в текучей среде 2 скважины, отделяется от нее сепаратором(ами) 9 первой ступени и практически вся жидкость, оставшаяся во влажном газе 12, покидающем сепаратор (ы) 9 первой ступени, удаляется сепараторами 10 второй ступени. Нефтежидкостная фаза 11, отделенная сепаратором 9 первой ступени, и нефтежидкостная фаза 13, отделенная сепаратором 10 второй ступени, возвращаются под воздействием силы тяжести в главную секцию 14 сбора нефтежидкостной фазы в нижней части напорного резервуара 3. Высокая производительность по сепарации сепараторов 9, 10 первой и второй ступени допускает использование в случае необходимости одной пары сепараторов первой и второй ступени, как показано для варианта выполнения, изображенного на фиг. 3. Как упоминалось выше, конструкции из одного сепаратора первой и одного сепаратора второй ступени обычно должно быть достаточно для использования в большинстве подводных установок, что облегчает оптимизацию конструкции и испытание в условиях, моделирующих эксплуатационные, что более подробно описано ниже.
Как показано на фиг. 1 и 5, каждый центробежный сепаратор 9 первой ступени с криволинейными лопастями имеет стояк 15, предназначенный для передачи вверх через него текучей среды 2 скважины, четыре многослойных криволинейных лопасти 16 и наружный стакан или оборотный цилиндр 17, охватывающий стояк 15 и криволинейные лопасти 16. Как упоминалось выше, криволинейные лопасти 16 сепаратора(ов) 9 первой ступени необязательно должны быть возвратного типа, описанного в упоминавшемся выше патенте США N 4648890. Криволинейные лопасти 16 могут также быть установлены на наружной стенке стояка 15. Текучая среда 2 скважины попадает в нижнюю часть стояка 15 и проходит по нему вверх, пока не достигнет криволинейных лопастей 16, где она выходит из стояка 15. Большая часть отделения нефтежидкостной фазы от текучей среды 2 скважины происходит в то время, когда текучая среда 2 вытекает через криволинейные лопасти 16, причем более плотная нефтежидкостная фаза 11 в текучей среде 2 отклоняется к внешним стенкам криволинейных лопастей 16. В процессе центробежной сепарации на стенке оборотного цилиндра 17 образуется пленка нефтежидкостной фазы 11, которая стекает вниз, в главную секцию 14 сбора нефтежидкостной фазы сепаратора (фиг. 1). Оборотный цилиндр 17 проходит выше верхней поверхности криволинейных лопастей 16, и в нем выполнено множество отверстий 18, предпочтительно диаметром 12,7 мм, с ограничительным буртиком 19 на открытом верхе 20 сепаратора 9, которые используются для улучшения возможностей отвода жидкости из сепаратора 9 при высоком расходе газа и жидкости, и в особенности в тех случаях, когда могут существовать условия, способствующие закупориванию. Возможно выполнение отверстий разной геометрической формы. Влажный газ 12 выходит через открытый верх 20 сепаратора(ов) 9 первой ступени в по существу открытый участок 21 между ступенями, являющийся средством для сообщения главной и вторичной секцией сбора нефтежидкостной фазы, и используемый для более равномерного распределения влажного газа 12 перед его поступлением в сепаратор(ы) 10 второй ступени. Этот участок 21 между ступенями способствует также выпадению капель жидкости под воздействием силы тяжести, когда поток влажного газа 12 оказывается ниже порогового значения, допускающего захват капель. Для того чтобы гарантировать, что отводимый газ 6 будет сухим настолько, насколько это возможно, между сепараторами 9 первой ступени и сепараторами 10 второй ступени сохраняется расстояние, обозначенное на фиг. 5 позицией 22, и предпочтительно равное приблизительно 1,2 м.
Сохраняется также определенное расстояние между верхней кромкой многослойных криволинейных лопастей 16 и открытым верхом 20 сепаратора 9 первой ступени, обозначенное позицией 23, предпочтительно составляющее от приблизительно 380-457 мм. Возможности по отводу жидкости можно увеличить за счет увеличения этого расстояния.
При вытекании двухфазной текучей среды 2 скважины через криволинейные лопасти 16 происходит сепарация по мере того как капли нефтежидкостной фазы 11 перемещаются к наружной части криволинейных лопастей 16, а менее плотный влажный газ 12 смещается к внутренней части криволинейных лопастей 16. Сепарация в криволинейных лопастях 16 допускает отбрасывание пленки нефтежидкостной фазы 11 на внутреннюю поверхность оборотного цилиндра 17. Ограничительный буртик 19 и отверстия 18 играют важную роль при большом расходе текучей среды 2 скважины, поскольку ограничительный буртик 18 ограничивает распространение пленки нефтежидкостной фазы 11 вверх, в то время как отверстия 18 отводят отделенную нефтежидкостную фазу 11 изнутри оборотного цилиндра 17, позволяя ей возвращаться под воздействием силы тяжести по наружной стенке оборотного цилиндра 17 в главную секцию 14 сбора нефтежидкостной фазы. После прохождения через сепаратор первой ступени большая часть отделенной нефтежидкостной фазы 11 стекает по спирали вниз по внутренней поверхности оборотного цилиндра 17 и соединяется с жидкостью, находящейся в секции 14 резервуара 3. Влажный газ 12 и любые оставшиеся захваченные им капли нефтежидкостной 41 фазы 13 поступают в сепаратор 10 второй ступени, в котором нефтежидкостная фаза 13 под воздействием центробежной силы отделяется от влажного газа 12. Отделенная нефтежидкостная фаза 13 возвращается в главную секцию 14 сбора через сливную трубу 24, а свободный от жидкости пар или отходящий газ 6 покидает напорный резервуар 3, как показано на фиг. 1.
Сепаратор 9 первой ступени обладает рядом преимуществ. Первое из них заключается в том, что большая часть процесса сепарации происходит в криволинейных лопастях 16. Это делает процесс пригодным по своей сущности для использования при самых различных значениях расхода и уровня и сводит к минимуму возможности для захвата газа и связанного с этим разбухания жидкости, находящейся в секции 14 сбора нефтежидкостной фазы резервуара 3. Другое преимущество заключается в том, что относительно большой поток, проходящий через криволинейные лопасти 16, по существу снимает вероятность закупоривания, поскольку отсутствуют узкие щели, в которых могут накапливаться отложения. Результатом является высокопроизводительный сепаратор 9 первой ступени с низким перепадом давлений, который может использоваться в течение длительного времени, не требуя технического обслуживания.
Сепаратор 10 второй ступени также действует на основе принципа центробежной сепарации. Влажный газ 12 поступает в сепаратор 10 второй ступени через тангенциальные входные лопасти 25, расположенные в нижней части сепаратора 10 второй ступени и придающие влажному газу 12 движение по кругу. Любая жидкость, остающаяся во влажном газе 12, отбрасывается при этом к внутренней стенке сепаратора 10 второй ступени, где она отделяется через средство 26 для отделения влаги, имеющие пазы 26, выхолит через его открытый конец 27 и стекает во вторичную секцию 28 сбора нефтежидкостной фазы (фиг.1). Сепаратор(ы) 10 второй ступени обычно вставляется через нижнюю опорную плиту 29, опираясь на нее, причем к плите 29 подсоединены сливные трубы 30. В верхней опорной плите 31 третичного отсека 32 предусмотрены байпасные отверстия 33, позволяющие пропускать газ в обход через средство 26 для отделения влаги, чтобы выпустить его из третичного отсека 32 и улучшить сепарирующее действие. Отделенная нефтежидкостная фаза 13 стекает затем через сливную трубу 24 назад в нижнюю часть напорного резервуара 3 в главную секцию 14 сбора нефтежидкостной фазы. Сливная труба 24 изолирует возвращающуюся нефтежидкостную фазу 13 от направленного вверх потока влажного газа 12 и позволяет избежать повторного захвата отделенной нефтежидкостной фазы 13 направленной вверх влажным газом 12.
Центробежный циклонный сепаратор 10 второй ступени обладает преимуществами по сравнению с сушилками скрубберного или сетчатого типа. Пропускная способность сушилок как скрубберного, так и сетчатого типа ограничивается пороговым значением улавливания капель, при переходе которого капли жидкости захватываются паром и уносятся вместе с ним. С другой стороны, центробежный циклонный сепаратор 10 второй ступени может эффективно работать при расходе пара, обычно в два или три раза превышающем пороговый показатель улавливания капель.
На фиг. 3 представлен второй вариант выполнения устройства для сепарации, состоящее из одной пары центробежных сепараторов, обозначенное в целом позицией 34 и предназначенное для подводного применения. В этом варианте реализации напорный резервуар 3 опирается и частично охвачен трубой или трубопроводом 35, частично углубленным в морское дно 36. Напорный резервуар 3, как показано на фиг. 4, имеет радиально направленный боковой впускной патрубок 37 для подачи текучей среды 2 скважины в резервуар 3, а также патрубок 39 для отвода отделенной нефтежидкостной фазы 8 из резервуара 3 и патрубок 38 для отвода отдельных газов 6 из резервуара 3. Расстояние по вертикали между патрубком 39 для отвода газа и верхним концом трубопровода 35 обозначено позицией 40 и равно предпочтительно примерно 1,5 м. Высота оборотного цилиндра 17 обозначена позицией 41 и зависит or требований к величине запасов и регулированию уровня.
На фиг. 6 проиллюстрированы эксплуатационные характеристики одномодульной центробежной сепараторной пары в пароводяной среде. Результаты пароводяных испытаний при давлении 6,07 МПа использовались для приблизительной оценки показателей работы устройства для сепарации. Эти оценки показывают, что одна пара центробежных сепараторов (один сепаратор первой и один сепаратор второй ступени) может эффективно разделить в сутки более 6880 куб.м нефти и более 566 тыс. куб.м газа при высоком приблизительно 6,89 МПа давлении и более 5440 куб.м нефти и более 424 тыс. куб.м газа при низком 1,72 МПа. Максимальный суточный дебит типичного месторождения с десятью скважинами и вытеснением нефти нагнетаемой водой составляет около 4000 куб.м. нефти и 396 тыс. куб.м газа.
Отличительные признаки настоящего изобретения суммированы и перечислены ниже:
1. Одной из отличительных черт настоящего изобретения является использование сепараторов центробежного типа как на первой, так и на второй ступенях сепарации. Другие сепарационные установки обычно основываются на использовании принципа гравитационной или инерционной сепарации, причем их пропускная способность ограничивается пороговым значением захвата капельной жидкости, при превышении которого капли жидкости захватываются парами, которые выносятся далее. В отличие от этого сепаратор второй ступени в настоящем изобретении является сепаратором центробежного типа, который может эффективно работать при расходе пара, значительно превышающем пороговое значение захвата капель.
2. Отличительным признаком настоящего изобретения является также компактность. Сепараторный баллон, необходимый для одномодульной, центробежной сепарационной установки, имеет приблизительно 1,2 м в длину и 0,6 м в диаметре. Дополнительный объем барабана или напорного резервуара 3 высокого давления может потребоваться для удовлетворения других параметров системы, таких как требования к секции сбора жидкости или требования к регулированию уровня жидкости. При некоторых направлениях использования, как показано на фиг. 3, в устройстве 34 для сепарации может быть использован насос 42 для откачивания отделенной нефтежидкостной фазы и приспособление для удаления песка 43 из главной секции 14 сбора нефтежидкостной фазы, такое как пескоотделитель или насос 44.
3. Другим отличительным признаком настоящего изобретения является способ генерирования центробежных сил в сепараторе 9 первой ступени. Центробежная сила развивается по мере того, как смесь поворачивает на 90o, выходя из стояка 15, и вытекает из криволинейных лопастей 16. Эта особенность способствует поступлению текучей среды 2 скважины в напорный резервуар 3 как через нижнее осевое входное отверстие стояка 15 (фиг. 1), так и через боковое радиальное входное отверстие 15 (фиг. 3), обеспечивая гибкость конструкции при решении вопроса о подаче текучей среды 2 скважины устройства 1, 34 для сепарации. Другие известные конструкции сепаратора, применяемые при разделении нефти и газа, основываются на радиальном или тангенциальном входе в сепаратор первой ступени с целью создания центробежных сил.
Компактные, высокоэффективные устройства 1, 34 для сепарации, являющиеся предметом настоящего изобретения, обладают рядом преимуществ по сравнению с известными техническими решениями. Эти преимущества включают высокую производительность по пару, компактную компоновку и не требующее технического обслуживания сепарационное оборудование.
Другое преимущество настоящего изобретения заключается в том, что центробежные сепараторы 9, 10 первой и второй ступени не имеют движущихся частей и узких каналов. Это исключает возможность засорения и обеспечивает надежную, долгосрочную, не требующую технического обслуживания работу, что особенно удобно для подводной нефтегазовой сепарации, где возможность доступа к оборудованию для выполнения незапланированного ремонта требует значительных затрат.
Компактность устройства, являющегося предметом настоящего изобретения, обеспечивает экономические преимущества, связанные с уменьшением капиталовложений в начальное его изготовление и с уменьшением потребностей в рабочих площадях и/или мощностях подъемного оборудования, требующегося для установки устройства на платформе или под водой.
В то время как для иллюстрации применения принципов настоящего изобретения показаны конкретные варианты реализации изобретения, следует понимать, что изобретение может быть реализовано иным образом без отступления от его принципов.

Claims (8)

1. Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов, содержащее напорный резервуар с патрубком для входа скважинной текучей среды, патрубком для выхода отделенного от нее отходящего газа и патрубком для выхода отделенной от нее нефтежидкостной фазы, первый центробежный сепаратор, установленный в напорном резервуаре и предназначенный для центробежной сепарации большей части нефтежидкостной фазы от скважинной текучей среды для получения влажного газа, содержащего остаточную нефть, и второй центробежный сепаратор, размещенный в напорном резервуаре и предназначенный для дальнейшей центробежной сепарации, по существу, всех остатков нефтежидкостной фазы из влажного газа для получения отводимого газа, отличающееся тем, что имеет главную секцию сбора нефтежидкостной фазы, расположенную у нижнего конца напорного резервуара и сообщенную с патрубком для выхода отделенной нефтежидкостной фазы, вторичную секцию сбора нефтежидкостной фазы, расположенную у верхнего конца напорного резервуара, и средство для сообщения главной и вторичной секций, при этом первый центробежный сепаратор содержит стояк, открытый нижний конец которого сообщен с патрубком для входа скважинной текучей среды для приема текущей вверх текучей среды, и верхний конец которого закрыт, множество криволинейных лопастей, размещенных с зазором вокруг стояка для принудительного отделения большей части нефтежидкостной фазы от текучей скважинной среды с получением влажного газа, при этом каждая криволинейная лопасть выполнена многослойной, причем первый центробежный сепаратор также содержит оборотный цилиндр, охватывающий стояк, и криволинейные лопасти для приема нефтежидкостной фазы, двигающейся наружу под действием центробежной силы от наружных кромок криволинейных лопастей, оборотный цилиндр имеет открытый нижний конец, проходящий в главную секцию сбора для передачи нефтежидкостной фазы в нисходящем направлении в эту секцию и верхний конец для пропускания влажного газа, а второй центробежный сепаратор установлен на одной оси над первым центробежным сепаратором и отделен от последнего открытым участком, при этом второй центробежный сепаратор содержит множество тангенциальных входных лопастей, через которые проходит влажный газ для дальнейшего отделения нефтежидкостной фазы от влажного газа с получением сухого газа, второй центробежный сепаратор также содержит средство для отделения влаги, имеющее отделяющие влагу пазы над впускными лопатками для приема сухого газа и для направления дополнительно отделенной нефтежидкостной фазы в нисходящем направлении во вторичную секцию сбора нефтежидкостной фазы и через открытый участок, являющийся средством для сообщения, в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы, при этом средство для отделения влаги имеет открытый верхний конец, сообщенный с патрубком для выхода отделенного газа для пропускания сухого газа к этому патрубку.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, оборотный цилиндр содержит множество сквозных отверстий, выполненных в его поверхности выше стояка.
3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что высота участка оборотного цилиндра, в котором выполнены сквозные отверстия над стояком, составляет приблизительно 380 - 460 мм.
4. Устройство по любому из пп.1 - 3, отличающееся тем, что открытый верхний конец оборотного цилиндра имеет проходящий по радиусу вовнутрь ограничительный буртик, и открытый верхний конец средства для отделения влаги также имеет проходящий по радиусу вовнутрь ограничительный буртик.
5. Устройство по любому из предшествующих пп.1 - 4, отличающееся тем, что имеет нижнюю опорную плиту, проходящую поперек напорного резервуара между впускными лопастями и средством для отделения влаги, определяющую нижнюю границу вторичной секции сбора нефтежидкостной фазы, и средство для сообщения главной и вторичной секций патрубок, открытый в опорную плиту и проходящий в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы.
6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что содержит верхнюю плиту, размещенную с зазором над нижней опорной плитой и проходящую поперек напорного резервуара над средством для определения влаги, при этом открытый верхний конец этого средства проходит через верхнюю плиту, и в верхней плите выполнено, по меньшей мере, одно сквозное отверстие для приема любой отделенной нефтежидкостной фазы, проходящей над верхней плитой, и для возвращения в главную секцию сбора нефтежидкостной фазы.
7. Устройство по любому из предшествующих пп.1 - 6, отличающееся тем, что патрубок для выхода нефтежидкостной фазы проходит через боковую сторону напорного резервуара у его нижнего конца, сообщенного с главной секцией сбора нефтежидкостной фазы.
8. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что расстояние между верхним концом средства для отделения влаги и нижними концами криволинейных лопастей составляет приблизительно 1,2 м.
RU95119418/12A 1994-11-10 1995-11-09 Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов RU2156637C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US33735994A 1994-11-10 1994-11-10
US08/337359 1994-11-10

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU95119418A RU95119418A (ru) 1997-10-27
RU2156637C2 true RU2156637C2 (ru) 2000-09-27

Family

ID=23320251

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU95119418/12A RU2156637C2 (ru) 1994-11-10 1995-11-09 Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов

Country Status (8)

Country Link
US (1) US6364940B1 (ru)
EP (1) EP0711903B1 (ru)
JP (1) JP2767574B2 (ru)
AR (1) AR001043A1 (ru)
CA (1) CA2162437C (ru)
DE (1) DE69511821T2 (ru)
NO (1) NO309587B1 (ru)
RU (1) RU2156637C2 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2478416C1 (ru) * 2009-02-05 2013-04-10 Альфа Лаваль Корпорейт Аб Установка и способ для отделения нефти от газовой смеси

Families Citing this family (47)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6004385A (en) * 1998-05-04 1999-12-21 Hudson Products Corporation Compact gas liquid separation system with real-time performance monitoring
US6962199B1 (en) 1998-12-31 2005-11-08 Shell Oil Company Method for removing condensables from a natural gas stream, at a wellhead, downstream of the wellhead choke
EP1029596A1 (en) * 1999-02-15 2000-08-23 Hudson Products Corporation Gas/liquid mixture separation
FR2798864B1 (fr) * 1999-09-24 2001-12-14 Inst Francais Du Petrole Systeme de separation gaz/liquide intervenant dans un procede de conversion d'hydrocarbures
NO20000816D0 (no) * 2000-02-18 2000-02-18 Kvaerner Oilfield Prod As Anordning og fremgangsmåte for separasjon av gass og væske i en brønnstrøm
GB0012097D0 (en) * 2000-05-19 2000-07-12 Ingen Process Limited Dual purpose device
DE10155791C1 (de) * 2001-11-14 2003-07-17 Starck H C Gmbh Verfahren zum elektrochemischen Aufschluss von Superlegierungen
ATE367195T1 (de) 2002-04-29 2007-08-15 Shell Int Research Überschallfluidtrennung verbessert durch einspritzung
CA2484297C (en) 2002-04-29 2010-06-15 Marco Betting Cyclonic fluid separator equipped with adjustable vortex finder position
CN1309451C (zh) 2002-09-02 2007-04-11 国际壳牌研究有限公司 旋流式流体分离器
US7252703B2 (en) * 2003-06-30 2007-08-07 Honeywell International, Inc. Direct contact liquid air contaminant control system
WO2005089950A1 (en) * 2004-03-19 2005-09-29 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Method and separator for cyclonic separation of a fluid mixture
US7059311B2 (en) 2004-08-12 2006-06-13 Shiloh Industries, Inc. Air/oil separating device
FR2875655B1 (fr) 2004-09-17 2006-11-24 Cit Alcatel Dispositif de commutation optique reconfigurable
US7806669B2 (en) * 2005-03-25 2010-10-05 Star Oil Tools Inc. Pump for pumping fluids
JP2009503299A (ja) * 2005-07-29 2009-01-29 ロバート， エー． ベンソン， 海底井戸からの産出物の輸送
WO2007021335A2 (en) 2005-08-09 2007-02-22 Exxonmobil Upstream Research Company Vertical annular separation and pumping system with integrated pump shroud and baffle
US8322434B2 (en) 2005-08-09 2012-12-04 Exxonmobil Upstream Research Company Vertical annular separation and pumping system with outer annulus liquid discharge arrangement
US7875103B2 (en) * 2006-04-26 2011-01-25 Mueller Environmental Designs, Inc. Sub-micron viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
NO326078B1 (no) * 2006-07-07 2008-09-15 Shell Int Research Fluidseparasjonskar
CN100451570C (zh) * 2006-09-30 2009-01-14 张希茂 储气式玻璃管量油装置
US7905946B1 (en) 2008-08-12 2011-03-15 The United States Of America As Represented By The Administrator Of The National Aeronautics And Space Administration Systems and methods for separating a multiphase fluid
JP5242539B2 (ja) * 2009-11-16 2013-07-24 株式会社ミンガス ガス分離装置
US20120155964A1 (en) * 2010-06-25 2012-06-21 George Carter Universal Subsea Oil Containment System and Method
IT1401274B1 (it) * 2010-07-30 2013-07-18 Nuova Pignone S R L Macchina sottomarina e metodi per separare componenti di un flusso di materiale
US8940067B2 (en) 2011-09-30 2015-01-27 Mueller Environmental Designs, Inc. Swirl helical elements for a viscous impingement particle collection and hydraulic removal system
CN103452553B (zh) * 2012-06-01 2016-03-09 中国石油天然气股份有限公司 多功能油气井套管气液分离及过滤干燥装置
WO2014160801A1 (en) 2013-03-28 2014-10-02 Fluor Technologies Corporation Configurations and methods for gas-liquid separators
CN104632137B (zh) * 2013-11-08 2017-10-17 中国石油天然气股份有限公司 一种自压远控式凝析油密闭回收工艺方法及装置
US9199251B1 (en) * 2013-11-26 2015-12-01 Kbk Industries, Llc Desanding, flow splitting, degassing vessel
US9744478B1 (en) 2014-07-22 2017-08-29 Kbk Industries, Llc Hydrodynamic water-oil separation breakthrough
US9884774B1 (en) 2015-02-04 2018-02-06 Kbk Industries, Llc Highly retentive automatically skimmable tank
US10023317B2 (en) * 2015-06-23 2018-07-17 The Boeing Company Flight deck takeoff duct and trim air mix muff
CN105927210B (zh) * 2016-06-27 2023-03-24 新疆石油工程设计有限公司 一体化自动选井计量装置及多流程自动计量油井产量方法
US10668428B2 (en) 2016-08-24 2020-06-02 Honeywell International Inc. Apparatus and methods for enhancing gas-liquid contact/separation
JP6375418B1 (ja) * 2017-07-06 2018-08-15 株式会社ミンガス ガス分離装置
CN108612515A (zh) * 2018-06-15 2018-10-02 西南石油大学 一种带螺旋稳流锥的海底水合物井下分离装置
CN108979616B (zh) * 2018-08-22 2023-12-19 宁波信意达油气技术合伙企业(有限合伙) 一种井口采出物的分水系统及分水处理方法
US11448055B2 (en) 2019-05-16 2022-09-20 David C. Wright Subsea duplex pump, subsea pumping system, and subsea pumping method
US11459511B2 (en) 2020-04-09 2022-10-04 Saudi Arabian Oil Company Crude stabilizer bypass
US11845902B2 (en) 2020-06-23 2023-12-19 Saudi Arabian Oil Company Online analysis in a gas oil separation plant (GOSP)
AU2021341795B2 (en) 2020-09-08 2024-02-01 Frederick William Macdougall Coalification and carbon sequestration using deep ocean hydrothermal borehole vents
US11794893B2 (en) 2020-09-08 2023-10-24 Frederick William MacDougall Transportation system for transporting organic payloads
CN112302614B (zh) * 2020-11-02 2022-06-07 青岛理工大学 紧凑l型柱锥组合管式三级轴流脱气装置
CN113694567B (zh) * 2021-09-15 2022-10-28 中国石油大学(华东) 两级气液混合锥形螺旋场分离装置
US11548784B1 (en) 2021-10-26 2023-01-10 Saudi Arabian Oil Company Treating sulfur dioxide containing stream by acid aqueous absorption
US11926799B2 (en) 2021-12-14 2024-03-12 Saudi Arabian Oil Company 2-iso-alkyl-2-(4-hydroxyphenyl)propane derivatives used as emulsion breakers for crude oil

Family Cites Families (36)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE109804C (ru)
US791517A (en) 1904-02-11 1905-06-06 Samuel M Walker Smoke-consumer and cinder-arrester.
US2004468A (en) 1932-04-02 1935-06-11 Centrifix Corp Centrifugal separator
US2037426A (en) * 1935-08-09 1936-04-14 Smith Separator Corp Oil and gas separator
US2284513A (en) 1939-09-30 1942-05-26 Richard W Coward Ash arrester
US2256524A (en) * 1940-05-02 1941-09-23 Vulean Steel Tank Corp Oil and gas separator
US2533977A (en) * 1949-11-12 1950-12-12 Arabian American Oil Company Separator
US2792075A (en) 1954-06-22 1957-05-14 Thermix Corp Apparatus for separating suspended mist particles from gases
US2923377A (en) 1955-08-19 1960-02-02 Babcock & Wilcox Co Liquid vapor separating vessel
US2862479A (en) 1956-04-06 1958-12-02 Babcock & Wilcox Co Vapor generating unit
NL299912A (ru) 1963-10-30
CH420061A (de) 1964-09-02 1966-09-15 Sulzer Ag Trennorgan zum Trennen einer flüssigen Phase aus der Strömung einer gasförmigen Phase
US3324634A (en) * 1965-05-05 1967-06-13 Babcock & Wilcox Co Vapor-liquid separator
US3360908A (en) 1966-08-15 1968-01-02 Gen Electric Nested vortex separator
US3488927A (en) 1967-10-23 1970-01-13 Shell Oil Co Gas-liquid cyclone separator
US3788282A (en) 1968-06-27 1974-01-29 Babcock & Wilcox Co Vapor-liquid separator
US3641745A (en) * 1969-01-31 1972-02-15 Lester P Moore Gas liquid separator
US3654748A (en) * 1970-02-26 1972-04-11 Worthington Corp Multistage liquid and gas separator
US3710556A (en) 1970-11-20 1973-01-16 Foster Wheeler Corp Protected pressure release valve
US3796026A (en) 1971-04-05 1974-03-12 Farr Co Liquid-gas separator
SE7309949L (sv) 1973-07-16 1975-01-17 Atomenergi Ab Separator for en behandling av anga och vatten.
US4015960A (en) 1975-03-17 1977-04-05 Heat/Fluid Engineering Corporation Centrifugal separator for separating entrained liquid from a stream of liquid-bearing gases
US4077362A (en) 1976-09-13 1978-03-07 Babcock & Wilcox, Limited Steam-water separator arrangement
US4238210A (en) 1979-04-26 1980-12-09 Siegfried Bulang Particle-removal apparatus
US4252196A (en) 1979-05-07 1981-02-24 Baker International Corporation Control tool
FR2472946A1 (fr) * 1980-01-04 1981-07-10 Commissariat Energie Atomique Dispositif de separation des phases liquide et vapeur d'un fluide et generateur de vapeur comprenant des dispositifs de ce type
US4289514A (en) 1980-06-25 1981-09-15 The Babcock & Wilcox Company Stacked re-entrant arm vapor-liquid separator
US4349360A (en) 1980-09-18 1982-09-14 Shell Oil Company Fluid treating column and apparatus for treating mixtures of liquid and gas
GB2124929B (en) * 1982-07-22 1986-03-12 Trw Inc Liquid gas separator
US4629481A (en) * 1985-01-18 1986-12-16 Westinghouse Electric Corp. Low pressure drop modular centrifugal moisture separator
US4648890A (en) * 1985-02-27 1987-03-10 The Babcock & Wilcox Company Combination downflow-upflow vapor-liquid separator
EP0195464B1 (en) 1985-03-05 1989-04-19 Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. Column for removing liquid from a gas
GB8707306D0 (en) 1987-03-26 1987-04-29 British Petroleum Co Plc Underwater oilfield separator
FR2628142B1 (fr) 1988-03-02 1990-07-13 Elf Aquitaine Dispositif de separation huile gaz en tete d'un puits sous-marin
US5033915A (en) 1989-10-27 1991-07-23 The Babcock & Wilcox Company Low pressure drop steam/water conical cyclone separator
US5209765A (en) * 1991-05-08 1993-05-11 Atlantic Richfield Company Centrifugal separator systems for multi-phase fluids

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2478416C1 (ru) * 2009-02-05 2013-04-10 Альфа Лаваль Корпорейт Аб Установка и способ для отделения нефти от газовой смеси

Also Published As

Publication number Publication date
US6364940B1 (en) 2002-04-02
JP2767574B2 (ja) 1998-06-18
DE69511821D1 (de) 1999-10-07
EP0711903A2 (en) 1996-05-15
CA2162437A1 (en) 1996-05-11
NO954512L (no) 1996-05-13
NO954512D0 (no) 1995-11-09
CA2162437C (en) 2001-05-01
NO309587B1 (no) 2001-02-19
DE69511821T2 (de) 2000-01-13
AR001043A1 (es) 1997-09-24
JPH08238402A (ja) 1996-09-17
EP0711903A3 (en) 1997-08-20
EP0711903B1 (en) 1999-09-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2156637C2 (ru) Устройство для сепарации нефтежидкостной фазы от газовой фазы, содержащихся в скважинной текучей среде, получаемой в системе добычи углеводородов
KR101287374B1 (ko) 액체/액체/가스/고체 혼합물을 분리하기 위한 세퍼레이터
US7152682B2 (en) Subsea process assembly
US6382317B1 (en) Apparatus and method for separating gas and solids from well fluids
US7459001B2 (en) Vane diffuser
FI75139C (fi) Foerfarande och apparatur foer avskiljning av olja fraon vatten.
US6251168B1 (en) High efficiency gas scrubber using combined coalescing media and centrifugal cyclone
US6004385A (en) Compact gas liquid separation system with real-time performance monitoring
EA037695B1 (ru) Разделение нефти, воды, газа и твердых частиц при добыче нефти и/или газа
US20060289353A1 (en) Desanding apparatus and system
EP1740311B1 (en) Method and separator for cyclonic separation of a fluid mixture
CA2152070A1 (en) Method for cyclone separation of oil and water and means for separating of oil and water
CA2824443C (en) Separation of two fluid immiscible phases for downhole applications
US8657896B2 (en) High flow rate separator having paired coalescer and demister
CN101721875A (zh) 一种天然气油、水、固多相分离方法
RU2475294C2 (ru) Способ удаления капель загрязняющей жидкости из потока газа и промывочный лоток
US8585893B2 (en) Particle collector with weight measuring
US3362136A (en) Apparatus for degassing fluids
US10478833B2 (en) Fluid treatment system, a fluid processing apparatus and method of treating a mixture
US10583373B2 (en) Method and device for separation of liquids and gas with use of inclined and rounded holes or channels in the wall of a pipe
RU221428U1 (ru) Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД)
Carpenter Upgrade of Spar Topside With Comprehensive Sand-Management System
EA042259B1 (ru) Отделение твердых частиц при получении нефти и/или газа
WO2017118586A1 (en) An arrangement for removing liquid from a flow of natural gas in a gas pipe
AU1481900A (en) Modularization of gas/oil separator