RU2378032C2 - Установка для разделения смеси нефти, воды и газа - Google Patents
Установка для разделения смеси нефти, воды и газа Download PDFInfo
- Publication number
- RU2378032C2 RU2378032C2 RU2007107072/15A RU2007107072A RU2378032C2 RU 2378032 C2 RU2378032 C2 RU 2378032C2 RU 2007107072/15 A RU2007107072/15 A RU 2007107072/15A RU 2007107072 A RU2007107072 A RU 2007107072A RU 2378032 C2 RU2378032 C2 RU 2378032C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- separator
- line
- oil
- gas
- line separator
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 39
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 65
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 39
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 29
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 27
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 25
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 7
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 2
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 2
- 241000257191 Oestridae Species 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0068—General arrangements, e.g. flowsheets
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к установке для разделения смеси нефти, воды и газа, добываемой из скважины и может использоваться в нефтедобывающей промышленности. Установка включает первый встроенный в линию сепаратор с вводным трубопроводом для разделения смеси на газовый поток и жидкий поток, второй встроенный в линию сепаратор с вводным трубопроводом для разделения жидкого потока на поток нефти и водный поток. Каждый сепаратор включает вихрекамеру для разделения потока соответствующего флюида, имеющую устройство для возбуждения вихревого движения потока флюида и разделения его с помощью центробежных сил. Внутренний диаметр этой камеры равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода сепаратора. Технический результат состоит в упрощении установки, устранении необходимости сброса давления и наличия системы продувки в случае остановки процесса. 10 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к установке для разделения при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа на компоненты.
Такая разделительная установка обычно включает подводящий трубопровод, оборудованный клапаном регулирования давления, обеспечивающим в процессе нормальной работы понижение давления смеси от высокого давления до давления разделения, и несколько соединенных между собой разделительных аппаратов. Разделительные аппараты достаточно велики для обеспечения хорошего разделения.
Недостатком такой установки является то, что в случае остановки процесса разделительные аппараты должны быть освобождены. Для этой цели разделительный аппарат должен быть соединен с системой сброса давления и продувки, включающей расширение таким образом, чтобы пары и жидкости могли переноситься по направлению к расширению.
Целью настоящего изобретения является создание разделительной установки, у которой не имеется разделительных резервуаров, но которая состоит из труб, благодаря чему на установке не возникает избытка обрабатываемого материала и, следовательно, отсутствует необходимость в сбросе давления и системе продувки.
Согласно изобретению, предлагается установка для разделения смеси нефти, воды и газа, поступающей из скважины, которая включает:
- первый встроенный в линию сепаратор для разделения смеси на газовый поток, по существу не содержащий жидкости, и жидкий поток, по существу не содержащий газа, причем первый встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи смеси в первый встроенный в линию сепаратор;
- второй встроенный в линию сепаратор для разделения жидкого потока на поток нефти, по существу не содержащий воды, и водный поток, по существу не содержащий нефти, причем второй встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи жидкого потока во второй встроенный в линию сепаратор;
где каждый встроенный в линию сепаратор включает камеру для разделения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор, причем внутренний диаметр этой камеры по существу равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода, встроенного в линию сепаратора.
Разделение потока флюида в камере может происходить на основе силы тяжести, центробежных сил или сочетания сил тяжести и центробежных сил. Однако предпочтительно, чтобы камера была вихрекамерой, имеющей устройство для возбуждения вихревого движения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор для разделения потока флюида с помощью центробежных сил, прилагаемых к потоку флюида.
Благодаря той особенности, что внутренний диаметр вихрекамеры по существу равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода, встроенного в линию сепаратора, достигается то, что содержание флюида на установке (называемое избытком флюида) не значительно превышает внутренний объем системы труб установки. В результате этого в случае временной остановки установки в последней не имеется большого объема газа и, следовательно, отсутствует необходимость сброса внутреннего давления на установке на время ее простоя и, соответственно, отсутствует необходимость сжигании в факеле остающегося на установке газа. Кроме того, поскольку диаметр встроенных в линию сепараторов соизмерим с диаметром трубной системы установки, конструкция сепараторов может быть трубопроводного типа, а не аппаратного типа, которую имеют традиционные сепараторы. Из этого следует, что установка значительно легче традиционных установок, которые включают традиционные, основанные на гравитации сепараторы.
В случае шельфовой скважины предпочтительно, чтобы установка была расположена на дне моря, что устраняет необходимость во внебереговой платформе для переработки добытого углеводородного флюида.
Целесообразно располагать установку на опорной раме, оборудованной средствами для ее подъема и транспортирования. Такое устройство позволяет перемещать установку от одной скважины к другой после того, как добыча углеводородного флюида из первой скважины снизится до уровня, при котором дальнейшая добыча перестает быть экономичной.
Предпочтительно, чтобы вводной трубопровод первого встроенного в линию сепаратора соединялся по флюиду только с одной скважиной, производящей углеводородный флюид. Такая компоновка позволяет установке быть очень легкой и устраняет необходимость в смесительных устройствах для смешения углеводородного флюида из разных скважин.
Далее изобретение описывается более детально со ссылками на сопровождающие чертежи, где
на фиг.1 схематично и без масштабирования показано береговое воплощение настоящего изобретения и
на фиг.2 схематично и без масштабирования показано подводное воплощение настоящего изобретения.
Обратимся к фиг.1, схематически показывающей береговую установку 1 для разделения смеси нефти, воды и газа на компоненты при давлении разделения.
Разделительная установка 1 включает первый встроенный в линию сепаратор 2 для отделения газа от смеси, в результате чего получают по существу не содержащую газа жидкость и газ с пониженным содержанием жидкости. Первый встроенный в линию сепаратор 2 имеет ввод 3, предназначенный для соединения с подводящим трубопроводом 5 и отдельные выводы 7 и 9 для газа и жидкости, соответственно.
Разделительная установка 1 включает, кроме того, устройство 10 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости из вывода 7 для газа первого встроенного в линию сепаратора 2.
Разделительная установка 1 включает далее второй встроенный в линию сепаратор 12 для отделения воды от по существу не содержащей газа жидкости, в результате чего получают по существу не содержащую нефти воду и по существу не содержащую воды нефть. Второй встроенный в линию сепаратор 12 имеет ввод 15, соединенный по флюиду с выводом 9 для флюида первого встроенного в линию сепаратора 2 и отдельные выводы 18 и 19 для воды и нефти, соответственно.
Разделительная установка 1 включает, кроме того, отдельные устройства 25 и 27 для удаления по существу не содержащей нефти воды и по существу не содержащей воды нефти из выводов 18 и 19 для воды и нефти второго встроенного в линию сепаратора 12.
Примером встроенного в линию сепаратора является двухтрубный горизонтальный нефтегазовый сепаратор, описанный в Petroleum Engineering Handbook, изданном Н.В.Bradley, SPE.
Разделительная установка 1 соединена с подводящим трубопроводом 5, который проходит от устья 30 скважины, принадлежащего скважине 31 в подземном пласте 33. Устье 30 скважины оборудовано подходящим запорным клапаном 35.
В показанном на фиг.1 воплощении вывод 15 второго встроенного в линию сепаратора 12 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 9 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 2.
В одном из альтернативных воплощений установка 1 включает дополнительно деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с выводом для жидкости первого встроенного в линию сепаратора, и вывод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с вводом второго встроенного в линию сепаратора. Примером встроенного в линию деэмульсационного устройства является электростатический или ультразвуковой коагулятор.
Устройством 10 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости является подходящий бессальниковый компрессор 40. Бессальниковый компрессор 40 расположен вместе со своим электромотором 41 в герметичном корпусе 45. Компрессор 40 имеет всасывающую сторону 46, которая соединена посредством трубопровода 47 с выводом 7 для газа первого встроенного в линию сепаратора 2. Компрессор 40 имеет нагнетательную сторону 48, которая соединена с трубопроводом 49. Во время нормальной работы компрессор 40 поднимает давление газа от давления разделения до давления в трубопроводе.
Устройство для удаления по существу не содержащей нефти воды 25 представляет собой герметизированный водяной насос, каковым является насос 50, расположенный в герметичном корпусе 52. Насос 50 имеет всасывающую сторону 53 и нагнетательную сторону 56. Всасывающая сторона 53 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 18 для воды второго встроенного в линию сепаратора 12 через трубопровод 57. По существу не содержащая нефти вода выпускается через трубопровод 59, который соединен с нагнетательной стороной 56, к подходящему месту хранения (не показано). Альтернативой является направление воды к нагнетательной скважине с целью закачки ее в подземный коллектор.
Устройство для удаления по существу не содержащей воды нефти 27 представляет собой герметичный нефтяной насос, каковым является насос 60, расположенный в герметичном корпусе 62. Насос 60 имеет всасывающую сторону 63 и нагнетательную сторону 66. Всасывающая сторона 63 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 19 для нефти второго встроенного в линию сепаратора 12 через трубопровод 67. По существу не содержащая воды нефть пропускается через трубопровод 69 к подходящему месту хранения и погрузочно-разгрузочному устройству (не показаны).
Соответственным образом, установка согласно настоящему изобретению включает также клапан регулирования давления (не показан) для снижения давления смеси от высокого давления до давления разделения, который (клапан) расположен между подводящим трубопроводом 5 и вводом 3 первого встроенного в линию сепаратора 2. Соответственно, клапан регулирования давления является частью системы защиты от избыточно высокого давления, как это описано в опубликованной международной патентной заявке №03/038325. Такая система защиты от избыточно высокого давления включает секцию трубопровода, проходящую между клапаном регулирования давления и системой обработки флюида низкого давления, запорный клапан, оборудованный приводом, расположенным в секции трубопровода, датчики давления, расположенные по одному на каждой стороне запорного клапана в секции трубопровода, систему контроля безопасности, которая сообщается с приводом и датчиками давления и выдает сигнал при обнаружении высокого давления в секции трубопровода, и самодиагностическую систему для проверки запорного клапана и датчиков давления, которая сообщается с приводом, датчиками давления и системой контроля безопасности и выдает сигнал при обнаружении отказа в запорном клапане, в датчиках давления или и в том и другом.
Понятно, что установка настоящего изобретения может быть также использована и на шельфе, например на внебереговой платформе. Однако, поскольку разделительная установка согласно настоящему изобретению не требует факела, она может быть использована и на морском дне для подводного устья скважины.
На фиг.2 схематически представлена подводная установка 201 для разделения на компоненты при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа. Подводная установка для разделения при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа расположена на дне моря 270 ниже уровня моря 271.
Разделительная установка 201 включает первый встроенный в линию сепаратор 202 для отделения газа от смеси, в результате чего получают по существу не содержащую газ жидкость и газ с пониженным содержанием жидкости. Первый встроенный в линию сепаратор 202 имеет ввод 203, предназначенный для соединения с подводящим трубопроводом 205, и отдельные выводы 207 и 209 для газа и жидкости, соответственно.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, устройство 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости из вывода 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, второй встроенный в линию сепаратор 212 для отделения воды от по существу не содержащей газа жидкости, в результате чего получают по существу не содержащую нефти воду и по существу не содержащую воды нефть. Второй встроенный в линию сепаратор 212 имеет ввод 215, соединенный по флюиду с выводом 209 для флюида первого встроенного в линию сепаратора 202, и отдельные выводы 218 и 219 для воды и нефти, соответственно.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, отдельные устройства 225 и 227 для удаления по существу не содержащей нефти воды и по существу не содержащей воды нефти из выводов 218 и 219 для воды и нефти второго встроенного в линию сепаратора 212.
Примером встроенного в линию сепаратора является двухтрубный горизонтальный нефтегазовый сепаратор, описанный в Petroleum Engineering Handbook, изданном Н.В.Bradley, SPE.
Разделительная установка 201 соединена с подводящим трубопроводом 205, который проходит от устья 230 скважины, принадлежащего скважине 231 в подземном пласте 233. Устье 230 скважины оборудовано подходящим запорным клапаном 235.
В показанном на фиг.2 воплощении вывод 215 второго встроенного в линию сепаратора 212 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 9 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202.
В одном из альтернативных воплощений установка 201 включает дополнительно деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с выводом для жидкости первого встроенного в линию сепаратора, и вывод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с вводом второго встроенного в линию сепаратора. Примером встроенного в линию деэмульсационного устройства является электростатический или ультразвуковой коагулятор.
Устройством 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости является подходящий в данном случае бессальниковый компрессор 240. Бессальниковый компрессор 240 расположен вместе со своим электромотором 241 в герметичном корпусе 245. Компрессор 240 имеет всасывающую сторону 246, которая соединена посредством трубопровода 247 с выводом 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202. Компрессор 240 имеет нагнетательную сторону 248, которая соединена с трубопроводом 249. Во время нормальной работы компрессор 240 поднимает давление газа от давления разделения до давления в трубопроводе.
Устройство для удаления по существу не содержащей нефти воды 225 представляет собой герметизированный водяной насос, каковым является насос 250, расположенный в герметичном корпусе 252. Насос 250 имеет всасывающую сторону 253 и нагнетательную сторону 256. Всасывающая сторона 253 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 218 для воды второго встроенного в линию сепаратора 212 через трубопровод 257. По существу не содержащая нефти вода выпускается через трубопровод 259, который соединен с нагнетательной стороной 256, к подходящему месту хранения (не показано). Альтернативой является направление воды к нагнетательной скважине с целью закачки ее в подземный коллектор.
Устройство для удаления по существу не содержащей воды нефти 227 представляет собой герметичный нефтяной насос, каковым является насос 260, расположенный в герметичном корпусе 262. Насос 260 имеет всасывающую сторону 263 и нагнетательную сторону 266. Всасывающая сторона 263 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 219 для нефти второго встроенного в линию сепаратора 212 через трубопровод 267. По существу не содержащая воды нефть пропускается через трубопровод 269 к подходящему месту хранения и погрузочно-разгрузочному устройству (не показаны).
Воплощение настоящего изобретения с расположением на морском дне содержит в себе дополнительную особенность, которая состоит в том, что установка дополнительно включает коллектор флюида 280, имеющий первый ввод 281, второй ввод 282 и один вывод 283. Нагнетательная сторона 248 бессальникового компрессора 210 сообщается по флюиду с первым вводом 281 коллектора 280, а нагнетательная сторона 266 герметизированного нефтяного насоса 227 непосредственно сообщается по флюиду со вторым вводом 282. Коллектор флюида 280 имеет один вывод 283, который выходит в трубопровод (не показан). Трубопровод транспортирует объединенный нефтегазовый поток. Преимуществом коллектора 280 является то, что для транспортирования углеводородов на берег, где происходит разделение нефти и газа, требуется только один трубопровод.
С целью удаления из газа способных конденсироваться компонентов, таких как вода и С3+-компоненты, в такой степени, чтобы точка росы газа была ниже температуры, которая определяется условиями на дне моря, целесообразно, чтобы разделительная установка дополнительно включала устройство для подготовки газа к транспортированию. Роль такого устройства может с успехом выполнять ультразвуковое газоподготовительное устройство, описанное в тематической статье F.Okimoto и J.M.Brouwer в World Oil, August 2002, Vol.223, no.8.
Газоподготовительное устройство может быть расположено перед (по ходу потока) устройством 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости, или же оно может быть расположено после устройства 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости. В устройстве, расположенном «перед» (показано штриховыми линиями и обозначено 290u), ввод в газоподготовительное устройство непосредственно сообщается по флюиду с выводом 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 210, а вывод непосредственно сообщается по флюиду с всасывающей стороной 248 компрессора 240. Кроме того, в этом случае нагнетательная сторона 248 компрессора 240 непосредственно сообщается по флюиду с первым вводом 281 коллектора 280. Жидкость, отделяемая с помощью газоподготовительного устройства 290и, пропускается через трубопровод (не показан) к трубопроводу 257, который подходит к всасывающей стороне 253 водяного насоса 250. В воплощении «после» (показано штриховыми линиями и обозначено 290d) ввод в газоподготовительное устройство непосредственно сообщается по флюиду с нагнетательной стороной 248 компрессора 240, а вывод газоподготовительного устройства непосредственно сообщается по флюиду с первым вводом коллектора 280. В этом случае вывод 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202 непосредственно сообщается по флюиду с всасывающей стороной 246 компрессора 240. Жидкость, отделяемая с помощью газоподготовительного устройства 290d, пропускается через трубопровод (не показан) к трубопроводу 259, который отходит от нагнетательной стороны 256 водяного насоса 250.
В воплощении, представленном на фиг.2, ввод 215 второго встроенного в линию сепаратора 212 непосредственно сообщается по флюиду с выводом 209 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202. В альтернативном случае установка 201 дополнительно включает встроенное в линию деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, непосредственно сообщающийся по флюиду с выводом 209 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202, и вывод, непосредственно сообщающийся по флюиду с вводом 215 второго встроенного в линию сепаратора 212.
Соответственным образом, установка согласно настоящему изобретению включает, кроме того, клапан регулирования давления (не показан) для снижения давления смеси от высокого давления до давления разделения, который (клапан) расположен между подводящим трубопроводом 205 и вводом 203 первого встроенного в линию сепаратора 202. При этом клапан регулирования давления является частью системы защиты от избыточно высокого давления, как это описано в опубликованной международной патентной заявке №03/038325. Такая система защиты от избыточно высокого давления включает секцию трубопровода, проходящую между клапаном регулирования давления и системой обработки флюида низкого давления, запорный клапан, оборудованный приводом, расположенным в секции трубопровода, датчики давления, расположенные по одному на каждой стороне запорного клапана в секции трубопровода, систему контроля безопасности, которая сообщается с приводом и датчиками давления и выдает сигнал при обнаружении высокого давления в секции трубопровода, и самодиагностическую систему для проверки запорного клапана и датчиков давления, которая сообщается с приводом, датчиками давления и системой контроля безопасности и выдает сигнал при обнаружении отказа либо в запорном клапане, либо в датчиках давления, либо и в том, и другом.
В приведенном выше описании установка согласно изобретению соединена с устьем скважины. Однако альтернативным образом установка может быть соединена с накопительной станцией, на которую совместно поступают флюиды от нескольких скважин.
Claims (11)
1. Установка для разделения смеси нефти, воды и газа, добываемой из скважины, включающая: первый встроенный в линию сепаратор для разделения смеси на газовый поток, по существу, не содержащий жидкости, и жидкий поток, по существу, не содержащий газа, причем первый встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи смеси в первый встроенный в линию сепаратор; второй встроенный в линию сепаратор для разделения жидкого потока на поток нефти, по существу, не содержащий воды, и водный поток, по существу, не содержащий нефти, причем второй встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи жидкого потока во второй встроенный в линию сепаратор; при этом каждый встроенный в линию сепаратор включает камеру для разделения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор, причем внутренний диаметр этой камеры, по существу, равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода встроенного в линию сепаратора, при этом указанной камерой является вихрекамера, имеющая устройство для возбуждения вихревого движения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор для разделения потока флюида с помощью центробежных сил, прилагаемых к потоку флюида.
2. Установка по п.1, в которой второй встроенный в линию сепаратор непосредственно сообщается с первым встроенным в линию сепаратором через вводной трубопровод второго встроенного в линию сепаратора.
3. Установка по п.1, в которой вводной трубопровод второго встроенного в линию сепаратора оборудован встроенным в линию деэмульсационным устройством, имеющим ввод, непосредственно сообщающийся с первым встроенным в линию сепаратором, и вывод, непосредственно сообщающийся со вторым встроенным в линию сепаратором.
4. Установка по п.1, дополнительно включающая устройство для удаления с установки газового потока, включающее бессальниковый компрессор для подъема давления в газовом потоке до давления в трубопроводе, при этом компрессор имеет всасывающую сторону, сообщающуюся по флюиду с выводом для газа первого встроенного в линию сепаратора.
5. Установка по п.4, дополнительно включающая устройство для удаления с установки потока нефти, включающее герметизированный нефтяной насос, имеющий всасывающую сторону, сообщающуюся по флюиду с выводом для нефти второго встроенного в линию сепаратора.
6. Установка по п.5, дополнительно включающая коллектор флюида, имеющий первый ввод, сообщающийся по флюиду с нагнетающей стороной бессальникового компрессора, второй ввод, сообщающийся по флюиду с нагнетающей стороной герметизированного нефтяного насоса, и единый вывод, сообщающийся по флюиду с отдаленным устройством для приема с установки нефти и газа.
7. Установка по п.1, дополнительно включающая устройство для удаления с установки водного потока, включающее герметизированный водяной насос, имеющий всасывающую сторону, сообщающуюся по флюиду с выводом для воды второго встроенного в линию сепаратора.
8. Установка по п.1, дополнительно включающая клапан регулирования давления для снижения давления смеси от высокого давления до давления разделения, при этом клапан регулирования давления расположен между скважиной и вводом для смеси первого встроенного в линию сепаратора.
9. Установка по п.1, которая расположена на дне моря.
10. Установка по п.1, которая смонтирована на платформе, оборудованной средствами для подъема платформы и транспортировки платформы.
11. Установка по п.1, где вводной трубопровод первого встроенного в линию сепаратора сообщается по флюиду с одной скважиной для добычи углеводородного флюида.
Applications Claiming Priority (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP04103597 | 2004-07-27 | ||
| EP04103597.3 | 2004-07-27 | ||
| EP04104021.3 | 2004-08-20 | ||
| EP04104021 | 2004-08-20 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007107072A RU2007107072A (ru) | 2008-09-20 |
| RU2378032C2 true RU2378032C2 (ru) | 2010-01-10 |
Family
ID=35005716
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107072/15A RU2378032C2 (ru) | 2004-07-27 | 2005-07-27 | Установка для разделения смеси нефти, воды и газа |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1773462A1 (ru) |
| CN (1) | CN1988942B (ru) |
| AU (1) | AU2005266327B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0513779A (ru) |
| NO (1) | NO20071079L (ru) |
| RU (1) | RU2378032C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006010765A1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643965C2 (ru) * | 2012-08-06 | 2018-02-06 | Статойл Петролеум Ас | Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины |
Families Citing this family (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| FR2899288B1 (fr) | 2006-03-30 | 2008-06-13 | Total Sa | Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique |
| CN101411951B (zh) * | 2007-10-17 | 2012-02-08 | 中国科学院力学研究所 | 利用离心、重力、膨胀复合原理的油水分离系统和方法 |
| NO332062B1 (no) * | 2008-02-28 | 2012-06-11 | Statoilhydro Asa | Sammenstilling for separasjon av en flerfasestrom |
| BR112012026947A2 (pt) * | 2010-04-27 | 2016-07-12 | Shell Int Research | sistema de produção e separação submarino, e, método de retroajustar um sistema de produção submarino |
| BR112014011101B1 (pt) * | 2011-11-08 | 2021-05-04 | Dresser-Rand Company | sistema de turbomáquina e método para tratamento de golfadas em um sistema de turbomáquina |
| BR112014012285B1 (pt) | 2012-01-03 | 2019-08-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método para a produção de hidrocarbonetos usando-se cavernas |
| NO334830B1 (no) * | 2012-06-27 | 2014-06-10 | Vetco Gray Scandinavia As | Anordning og fremgangsmåte for drift av et undersjøisk kompresjonssystem i en brønnstrøm |
| CN102747990B (zh) * | 2012-07-29 | 2014-10-22 | 上海亿景能源科技有限公司 | 移动式套管气收集装置 |
| DK2882932T3 (en) * | 2012-08-09 | 2018-06-14 | Shell Int Research | OIL PRODUCTION AND SEPARATION SYSTEM |
| KR101961611B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2019-03-26 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| SG11201702668RA (en) | 2014-11-17 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Liquid collection system |
| US11098570B2 (en) | 2017-03-31 | 2021-08-24 | Baker Hughes Oilfield Operations, Llc | System and method for a centrifugal downhole oil-water separator |
| CN108434785B (zh) * | 2018-04-24 | 2020-01-17 | 中国科学院力学研究所 | 一种油水分离装置及应用 |
| RU2727206C1 (ru) * | 2019-10-07 | 2020-07-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" | Подводная технологическая платформа |
| CN111921233B (zh) * | 2020-08-06 | 2024-03-29 | 苏州利玛特能源装备有限公司 | 一种油路脱气系统 |
| GB2608418A (en) * | 2021-06-30 | 2023-01-04 | Equinor Energy As | Subsea tree valve testing |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US532294A (en) * | 1895-01-08 | Charles e | ||
| GB2222961B (en) * | 1988-08-11 | 1993-04-14 | British Offshore Eng Tech | Subsea storage separator unit |
| US5302294A (en) * | 1991-05-02 | 1994-04-12 | Conoco Specialty Products, Inc. | Separation system employing degassing separators and hydroglyclones |
| CN1130235A (zh) * | 1995-02-28 | 1996-09-04 | 吉林省油田管理局钻采工艺研究院 | 一种油、水分离方法 |
| US6197095B1 (en) * | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
| NL1012451C1 (nl) | 1999-06-28 | 2001-01-02 | Cds Engineering B V | Inrichting en werkwijze voor het scheiden van aardgas en water. |
| GB2388385B (en) * | 2000-10-13 | 2004-11-24 | Schlumberger Holdings | Methods of treatment of fluids produced by an oil or gas well |
| NO316837B1 (no) | 2001-10-17 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Anordning for separasjon av fluider |
| US6702027B2 (en) * | 2001-12-18 | 2004-03-09 | Baker Hughes Incorporated | Gas dissipation chamber for through tubing conveyed ESP pumping systems |
-
2005
- 2005-07-27 WO PCT/EP2005/053663 patent/WO2006010765A1/en active Application Filing
- 2005-07-27 EP EP05769900A patent/EP1773462A1/en not_active Withdrawn
- 2005-07-27 BR BRPI0513779-9A patent/BRPI0513779A/pt not_active IP Right Cessation
- 2005-07-27 AU AU2005266327A patent/AU2005266327B2/en not_active Ceased
- 2005-07-27 RU RU2007107072/15A patent/RU2378032C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-07-27 CN CN2005800253663A patent/CN1988942B/zh not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-02-26 NO NO20071079A patent/NO20071079L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643965C2 (ru) * | 2012-08-06 | 2018-02-06 | Статойл Петролеум Ас | Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1988942B (zh) | 2010-05-26 |
| RU2007107072A (ru) | 2008-09-20 |
| CN1988942A (zh) | 2007-06-27 |
| BRPI0513779A (pt) | 2008-05-13 |
| WO2006010765A1 (en) | 2006-02-02 |
| AU2005266327A1 (en) | 2006-02-02 |
| EP1773462A1 (en) | 2007-04-18 |
| AU2005266327B2 (en) | 2008-04-03 |
| NO20071079L (no) | 2007-04-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2378032C2 (ru) | Установка для разделения смеси нефти, воды и газа | |
| US8025100B2 (en) | Method and device for compressing a multiphase fluid | |
| RU2448245C1 (ru) | Сепарирование и улавливание жидкостей мультифазного потока | |
| US6672391B2 (en) | Subsea well production facility | |
| US20120055335A1 (en) | Drain liquid relief system for a subsea compressor and a method for draining the subsea compressor | |
| US20110155385A1 (en) | Method and system for subsea processing of multiphase well effluents | |
| US7504037B2 (en) | Oil and vapor recovery system | |
| EP1907705B1 (en) | System for cleaning a compressor | |
| US20050006086A1 (en) | Installation for the separation of fluids | |
| AU609582B2 (en) | Method and system for controlling the gas-liquid ratio in a pump | |
| GB2481765A (en) | Apparatus for venting an annular space between a liner and a pipeline of a subsea riser | |
| NO331727B1 (no) | Filterarrangement | |
| RU2516093C1 (ru) | Станция перекачки и сепарации многофазной смеси | |
| US20140318636A1 (en) | Method and a system for drain liquid collection and evacuation in a subsea compression system | |
| WO2011073203A1 (en) | Separating multiphase effluents of an underwater well | |
| RU126802U1 (ru) | Станция перекачки и сепарации многофазной смеси | |
| RU2521183C1 (ru) | Станция перекачки и сепарации многофазной смеси | |
| WO2003086976A2 (en) | Subsea well production facility | |
| US5294214A (en) | Gas eliminator for offshore oil transfer pipelines | |
| WO2004003335A2 (en) | System and method to separate particles from water | |
| RU2117752C1 (ru) | Установка для добычи нефти | |
| US11808119B2 (en) | System for producing fluid from hydrocarbon wells | |
| RU2524552C1 (ru) | Станция перекачки и сепарации многофазной смеси | |
| NO315576B1 (no) | Fremgangsmåte for å utföre pigging av en undersjöisk manifold og et undersjöisk petroleums-produksjonsarrangement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120728 |