RU2664514C1 - Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода - Google Patents
Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода Download PDFInfo
- Publication number
- RU2664514C1 RU2664514C1 RU2017109677A RU2017109677A RU2664514C1 RU 2664514 C1 RU2664514 C1 RU 2664514C1 RU 2017109677 A RU2017109677 A RU 2017109677A RU 2017109677 A RU2017109677 A RU 2017109677A RU 2664514 C1 RU2664514 C1 RU 2664514C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- emulsion
- stream
- water
- oil
- separator
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 243
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 151
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 85
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 28
- 238000010790 dilution Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000012895 dilution Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 52
- 238000005498 polishing Methods 0.000 claims description 7
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 68
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 18
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 3
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001687 destabilization Effects 0.000 description 1
- 230000000368 destabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 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
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
- B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
-
- 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
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/04—Breaking emulsions
- B01D17/048—Breaking emulsions by changing the state of aggregation
-
- 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
- B01D17/12—Auxiliary equipment particularly adapted for use with liquid-separating apparatus, e.g. control circuits
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/26—Treatment of water, waste water, or sewage by extraction
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/38—Treatment of water, waste water, or sewage by centrifugal separation
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/06—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils with mechanical means, e.g. by filtration
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
- C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
- C10G33/00—Dewatering or demulsification of hydrocarbon oils
- C10G33/08—Controlling or regulating
-
- 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
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2101/00—Nature of the contaminant
- C02F2101/30—Organic compounds
- C02F2101/32—Hydrocarbons, e.g. oil
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F2103/00—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated
- C02F2103/34—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32
- C02F2103/36—Nature of the water, waste water, sewage or sludge to be treated from industrial activities not provided for in groups C02F2103/12 - C02F2103/32 from the manufacture of organic compounds
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Cosmetics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Заявленная группа изобретений может быть использована в нефтегазовой и химической промышленности. Способ экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода включает детектирование параметра эмульсии, пропускание потока эмульсии из сепаратора, объединение потока эмульсии с водным потоком, выходящим из сепаратора, с созданием разбавленной эмульсии, динамическое разбавление разбавленной эмульсии на основании параметра эмульсии и разделение разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода 200 содержит сепаратор нефть/вода 102, прибор детектирования 104 уровня эмульсии в сепараторе или состава потока эмульсии; смесительное колено 214, по меньшей мере, один контрольный клапан 112, удаляющий нефть гидроциклон 116 и сепарационное устройство 122. Группа изобретений позволяет улучшить сепарацию эмульсии нефть-вода. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Перекрестная ссылка на родственные заявки
1. Настоящая заявка заявляет преимущество приоритета заявки на патент США как №62/041509 от 25 апреля 2014г, озаглавленной «EMULSION EXTRACTIJN AND PROCESSING FROM AN OIL/WATER SEPARATOR», так и № 62/171122 от 4 июня 2015г, озаглавленной «EMULSION EXTRACTIJN AND PROCESSING FROM AN OIL/WATER SEPARATOR», которые в своей полноте приводятся здесь в качестве ссылки.
Предпосылки создания изобретения
2. Потребность в запасах нефти и газа в последние несколько десятилетий увеличилась благодаря постоянному росту населения и индустриализации новых рынков. В то же самое время традиционные месторождения стареют и претерпевают снижение производства нефти и газа, т.к. давление в резервуаре падает, и/или производство воды увеличивается. Указанные экономические факторы, которые влияют на нефтегазовую отрасль, ведут к недавним разработкам и достижениям в технологии разведывания, бурения и добычи, т.к. компании пытаются либо увеличить производство старых месторождений или внести новые благоприятные возможности, работающие в реальном времени. Одной областью технологии, которая представляет повышенный интерес для производителей нефти и газа, а также поставщиков, является морская подводная переработка.
3. Морская подводная переработка не является новой концепцией в нефтегазовой отрасли; однако, экономические факторы ведут к расширению применения упомянутого выше вида переработки, который варьируется от простого однофазного или многофазного компрессионного усиления и морского подводного разделения и компрессионного усиления до газокомпрессионных проектов будущего. Поставщики пытаются установить технологии, которые могут отвечать уникальным требованиям морской подводной добычи, и производители пытаются заранее поддержать конкуренцию разработкой, качеством и применением указанных новых технологий.
4. Морская подводная переработка может включать морскую подводную сепарацию, которая может быть подразделена на двухфазную сепарацию газ-жидкость и трехфазную сепарацию газ-нефть-жидкость. В целом морская подводная двухфазная сепарация дает следующие преимущества: сниженное обратное давление, действующее на скважину, приводя к высоким скоростям получения (ускоренный доход) и извлекаемым запасам (общий доход); способность преодолевать большие установленные расстояния между месторождением и основной установкой (несколько компрессорных станций требуется для достижения основной установки); сниженная надводная инфраструктура; способность поглощать неустановившиеся условия потока, такие как порции газ-жидкость, не влияет на характеристику оборудования ниже по потоку (например, насосы и компрессор влажного газа); более низкие требования к энергии, чем для многофазного компрессионного усиления полного потока скважины (более высокая эффективность вращающегося оборудования); и подавление некоторых истечений потока посредством объемной сепарации газа и фаз добываемой воды (допуская две линии, установленные обратно к основной установке). Морская подводная трехфазная сепарация газ-нефть-вода может дать следующие выгоды относительно объемного удаления фазы добываемой воды: способность ликвидировать бутылочные горла существующих надводных обрабатывающих/перерабатывающих установок; способность вводить добываемую воду в скважину для закачки сточных вод или обратно в резервуар для поддержания давления (более низкие требования к энергии, чем для введения воды платформы или берега): способность использовать меньшие линии получения обратно к основной установке благодаря удалению недоходного потока (например, добываемой воды); и подавление некоторых истечений потока посредством объемной сепарации газа и потоков добываемой воды. Указанные выгоды могут сделать желательными разработку многофазной сепарационной системы для достижения технологического преимущества и раннего партнера или статуса выбора (для будущего применения морского разделения). Прогресс указанной природы может обеспечить разработку арктических, глубоководных или других удаленных месторождений нефти и газа, для которых добыча в настоящее время является невозможной. Морская подводная сепарация может действовать как приспособление в указанных случаях, например, при удалении объемной воды из систем получения и подавления обеспечиваемых потоков относительно применений обратной связи для длительных расстояний.
Одним требованием к морской подводной трехфазной сепарации является образование слоев стабильной эмульсии нефть/вода. Испытания показали, что слои стабильной эмульсии нефть/вода могут значительно влиять на качество выпусков нефти и воды из морского подводного сепаратора. Если требуется отделение тяжелой нефти (известно при образовании стабильных эмульсий), тогда сепарация нефть/вода может требовать больших времен пребывания и низких скоростей текучей среды. Однако, данный подход может быть неэкономичным для морских надводных и подводных применений благодаря ограничениям размера, массы и изготовления. Задачей может быть разработка глубоководного сепаратора нефть-вода с временами пребывания нефти более 3-5 мин. Аналогичные надводные морские сепараторы могут требовать времени пребывания около 10-15 мин. Поэтому снижение производительности морской подводной сепарационной системы может требоваться для применений для тяжелой нефти, которые могут быть способом сепарации нефть/вода с узким местом. Аналогично, также существуют благоприятные возможности на морских надводных и надводных сепараторах, которые претерпевают образование стабильных эмульсий нефть/вода. В традиционных применениях получение химических веществ, таких как деэмульгаторы, может быть применено для воздействия на поверхностное натяжение и дестабилизацию эмульсии нефть/вода. В морских подводных применениях нагрев не может быть экономических эффективным вариантом или, в некоторых случаях, может быть даже технически неосуществимым. Соответственно, дозирование с химическими веществами получения является обычно предпочтительным. Однако, дозирование имеет значительное влияние на капитальные и рабочие затраты, связанные с морской подводной установкой.
Стоимость разработки и применения морской подводной сепарационной системы может быть значительной и может стать неэкономичной, если система не может обеспечить достаточное производство, что увеличивает стоимость компенсации. В результате разработка морских подводных перерабатывающих систем может включать баланс между тем, что практически достигается при ограничениях размеров сосуда благодаря давлению, и тем, какая требуется скорость получения, чтобы сделать проект экономичным. Любое технологическое преимущество, которое является целью при улучшении общей характеристики сепарации нефть-вода, которая часто составляет узкое место такой системы, может стать решающим фактором будущего проекта. По этой причине экстракция и переработка слоя стабильной эмульсии нефть/вода от морского подводного сепаратора могут обеспечить преимущество.
Впрыскиваемость потока добываемой воды может также влить на успешную работу, а поэтому экономику морских подводных установок, которые используют сепарацию нефть-вода. Поэтому удаление нефтяного загрязнения, которое может иметь значительное воздействие на впрыскиваемость потока воды, может быть важным. Может быть целесообразно обеспечить контроль и/или частый отбор проб качества добываемой воды для того, чтобы избежать будущих утечек впрыскиваемого резервуара. Указанные аспекты могут быть особенно важными при впрыске обратно в добываемый резервуар для поддержания давления, т.к. закупорка и/или утечки проницаемости в перфорированной зоне могут привести к неспособности впрыскивать добываемую воду и/или к результату в получении других утечек. Ближайшим аналогом настоящего изобретения является изобретение раскрытое в WO2013048677, в котором описан способ обработки эмульсии, воды и твердых веществ, содержащихся в сепараторе, который включает в себя непрерывное извлечения упомянутых выше компонентов с последующим пропусканием их пропускания через камеру для флотации. Обработанная вода также может быть рециркулирована или отправлена в технологическую канализацию. Краткое описание изобретения
Один вариант включает в себя способ экстракции и переработки эмульсии от сепаратора нефть-вода, содержащий детектирование параметра эмульсии, пропускание потока эмульсии из сепаратора, объединение потока эмульсии с потоком воды, выходящим из сепаратора, с созданием разбавленной эмульсии, динамического регулирования разбавления разбавленной эмульсии на основании, по меньшей мере, частично параметра эмульсии и разделения разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.
В предпочтительном варианте способ дополнительно содержит пропускание потока воды, выходящего из сепаратора, через струйный насос жидкость/жидкость перед объединением с потоком эмульсии.
Другой вариант включает в себя систему экстракции и переработки эмульсии от сепаратора нефть-вода, которая (система) содержит сепаратор нефть-вода, имеющий выпуск воды, выпуск нефти и выпуск эмульсии, средство детектирования, оперативно соединенное с сепаратором нефть-вода, выпуском эмульсии или компонентом ниже по потоку от выпуска эмульсии, смесительное колено, где смесительное колено соединено с выпуском воды и выпуском эмульсии, по меньшей мере, один контрольный клапан, оперативно соединенный с трубопроводом для выпуска воды, выпуском эмульсии или того и другого, и устройство сепарации, соединенное со смесительным коленом, и имеющее выпуск отбрасываемой нефти и выпуск подпотока воды.
В предпочтительном варианте система дополнительно содержит второе сепарационное устройство, соединенное со струйным насосом жидкость/жидкость перед смесительным коленом.
Еще другой вариант включает в себя способ экстракции и переработки эмульсии от морского подводного сепаратора нефть-вода, который (способ) содержит детектирование уровня эмульсии в морском подводном сепараторе, детектирование состава потока эмульсии, выходящего из морского подводного сепаратора, или детектирование состава потока эмульсии ниже по потоку от морского подводного сепаратора, пропускание потока эмульсии в получаемый объем, создание потока получаемой эмульсии, объединение потока получаемой эмульсии с потоком воды с созданием разбавленной эмульсии, динамическое регулирование разбавления разбавленной эмульсии при введении сравнительно больше или меньше потока воды в поток эмульсии или наоборот, и где разбавление контролируется, по меньшей мере, частично на основании уровня эмульсии в морском подводном сепараторе или состава потока эмульсии, и разделение разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.
В более предпочтительном варианте способ включает динамическое регулирование разбавление разбавленной эмульсии содержит дросселирование водного потока, выходящего из сепаратора.
В еще более предпочтительном варианте способ включает динамическое регулирование разбавление разбавленной эмульсии содержит дросселирование потока эмульсии, выходящего из сепаратора.
В наиболее предпочтительном варианте способ дополнительно содержит разделение водного подпотока на второй отбрасываемый поток нефти и второй водный подпоток.
В отдельном частном варианте в способе разбавление динамически регулируется введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток получаемой эмульсии, и в котором создание потока получаемой эмульсии содержит разделение эмульсии на второй отбрасываемый поток и поток получаемой эмульсии.
Еще другой вариант включает в себя способ экстракции и переработки эмульсии из морского подводного сепаратора нефть/вода, который содержит: детектирование уровня эмульсии в морском подводном сепараторе, детектирование состава потока эмульсии, выходящего из морского подводного сепаратора, или детектирование состава потока эмульсии ниже по потоку от морского подводного сепаратора; пропускание потока эмульсии в получаемый объем; создание потока получаемой эмульсии; объединение потока получаемой эмульсии с водным потоком с созданием разбавленной эмульсии; динамическое регулирование разбавления разбавленной эмульсии введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток эмульсии или наоборот, и в котором разбавление регулируется, по меньшей мере, частично на основании уровня эмульсии в морском подводном сепараторе или состава потока эмульсии, и разделение разбавленной эмульсии на водный подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть, в котором разбавление динамически регулируется введением сравнительно больше или меньше потока эмульсии в водный поток, и в котором объединение потока получаемой эмульсии с водным потоком с созданием разбавленной эмульсии, разделение разбавленной эмульсии или то и другое содержит: пропускание, по меньшей мере, части водного подпотока в струйный насос жидкость/жидкость; пропускание, по меньшей мере, части потока эмульсии в струйный насос жидкость/жидкость; объединение, по меньшей мере, части водного подпотока и, по меньшей мере, части потока эмульсии в струйном насосе жидкость/жидкость с созданием потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость, и пропускание первой части потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость в струйный насос жидкость/жидкость по рециркуляционной линии, в котором разбавленная эмульсия содержит вторую часть потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость.
Краткое описание чертежей
Преимущества настоящего изобретения лучше понимаются при ссылке на последующее подробное описание и прилагаемые чертежи, на которых:
на фигуре 1 представлена схема варианта системы для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода,
на фигуре 2 представлена схема другого варианта системы для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода,
на фигуре 3 представлена схема другого варианта системы для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода,
на фигуре 4 представлена схема другого варианта системы для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода,
на фигуре 5 представлена технологическая схема способа экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода,
на фигуре 6 представлена технологическая схема способа экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода.
Подробное описание изобретения
В последующем разделе подробного описания настоящего изобретения описываются отдельные варианты настоящего изобретения. Однако, в свете того, что последующее описание является специальным для частного варианта или частного использования настоящей технологии, оно предназначено быть только в целях типичного примера и просто обеспечивает описание типичных вариантов. Соответственно, технология не ограничивается отдельными вариантами, описанными здесь, но в большей степени включает все альтернативы, модификации и эквиваленты, подпадающие под суть и объем прилагаемой формулы изобретения.
Данное описание содержит технологию для осуществления экстракции и переработки эмульсии. Технология, описанная здесь, может быть особенно подходящей для применений морской подводной переработки, где особенно желательными являются высоконадежные сравнительно простые и/или компактные системы. При использовании технологии данного описания начальная сепарация и переработка углеводородов из эмульсии может подходящее осуществляться в ряде условий, например, морская подводная сепарация. Рассматриваемая технология включает использование отделенной воды из сепаратора нефть/вода для участия в дестабилизации и сепарации эмульсии, выводимой из того же сепаратора. Контрольный клапан может использоваться для контроля одного или более параметров, например, степени разбавления эмульсии. Когда рассматриваемая технология включает использование сравнительно высокоэффективных гидроциклонов для сепарации, рассматриваемая технология может обеспечить более короткие времена пребывания для сепарации и/или снизить узкие места в способе сепарации нефть/вода. Использование рассматриваемой технологии может снизить влияние на полную сепарацию, имеющую место в сепараторе, увеличивая в результате производительность морской подводной системы сепарации. Использование рассматриваемой технологии может быть особенно подходящим для морского подводного использования, где высокая надежность и низкое число движущихся компонентов могут быть важными для эффективности. Кроме того, морская подводная сепарация, использующая рассматриваемую технологию, может действовать как переходное устройство в указанных случаях, например, удаляя объемную воду из экспортируемых добываемых потоков и ослабляя обеспечение потока относительно применений обратной связи на дальние расстояния.
Вначале для облегчения ссылки приводятся некоторые термины, используемые в данной заявке и их значения, как использовано в данном контексте. В случае, если термин, используемый здесь, не определен здесь, он должен даваться в самом широком определении для специалиста в данной области техники, как отражено в, по меньшей мере, одной печатной публикации или выданном патенте. Кроме того, настоящая технология не ограничивается использованием терминов, указанных здесь, как все эквиваленты, синонимы, новые разработки и термины или технология, которые служат той же или подобной цели, рассматриваются в объеме настоящей формулы изобретения.
Как использовано здесь, термин «эмульсия» относится к смеси двух несмешивающихся жидкостей, где капли первой жидкости диспергируются во второй жидкости, где они не растворяются. Частицы или капли могут быть микронного уровня или мельче. Говорят, что диспергированная жидкость образует дисперсную фазу, тогда как говорят, что другая жидкость образует непрерывную фазу.
Как использовано здесь, выражение «стабильность эмульсии» относится к степени, в которой эмульсия поддерживает свою внутреннюю фазу, когда капли гомогенно распределены, когда эмульсия нагружается, например, при прохождении эмульсии через пористую среду, старении эмульсии, нагревании эмульсии или контактировании эмульсии с текучей средой с различной соленостью или рН или с различными поверхностно-активными веществами.
Как использовано здесь, термин «гидроциклон» относится к циклону, который осуществляет сепарацию материалов различной плотности и/или удельного веса центробежными силами. Например, «гидроциклон объемного удаления нефти» относится к циклону, который использует центробежные силы для сепарации потока с высокой концентрацией нефти в воде и извлекает большую часть содержания нефти в отбрасываемом потоке. «Полирующий гидроциклон» относ к циклону, который использует центробежные силы для извлечения небольших капель нефти из потока с низкой концентрацией нефти в воде, например, подпотока (выпуск воды) гидроциклона объемного удаления нефти, в отбрасываемом потоке.
Как использовано здесь, термины «значительный» или «значительно» относятся к относительному количеству материала или характеристики, которое является достаточным для обеспечения предназначенного эффекта или выражения установленных характеристик. Точная степень отклонения, допустимая в некоторых случаях, может зависеть от отдельного контекста, но даже ввиду того, что любое отклонение будет выражать в значительной степени, но полностью, того, что является отдельным. Например, использование терминов «значительный» или «значительно» означает ±10% последующего числа, если число является отдельным, если не установлено иное. В контексте, когда числовое измерение не выполняется, использование терминов «значительный» или «значительно» означает обычно одинаковое или однородное, но допуская или имея колебания определенного свойства, определения, состава и т.д. Например, некоторые минимальные измеряемые или неизмеряемые колебания и/или вариации измеренного свойства, описанного здесь, такого как вязкость, температура плавления, состав и т.д., могут быть непреднамеренно введены благодаря человеческой ошибке или точности методики. Другие колебания и/или вариации могут быть результатом собственных вариаций промышленного способа, отклонений окружающей среды и т.п. При наличии таких отклонений специалистам в данной области техники будет тем не менее понятно, что свойство, определение, состав и т.д. будут значительно обладать свойством, определением, составом и т.д., как представлено.
Как использовано здесь, выражение «наоборот» означает обратный порядок способа, приблизительно установленного.
Хотя в целях простоты пояснения указанные методики показывают и описывают ряд блоков, методики не ограничиваются порядком блоков, т.к. некоторые блоки могут иметь место в различном порядке и/или одновременно с другими блоками из показанных и описанных. Кроме того, менее всех показанных блоков может требоваться для осуществления примерной методики, и некоторые блоки могут объединяться или разделяться на множественные компоненты. Кроме того, дополнительные и/или альтернативные методики могут использовать дополнительные не показанные блоки. Хотя на фигурах показаны различные последовательно имеющие место действия, различные действия могут иметь место одновременно, параллельно и/или по существу в различные моменты времени.
На фигуре 1 представлена схема варианта системы 100 для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора 102 нефть/вода, например, морского подводного сепаратора нефть/вода, имеющего детектор 104, например, детектор уровня, расположенный или размещенный на нем. Должно быть отмечено, что различные детекторы и/или детектор, показывающий расположения, являются легко доступными и могут быть необязательно выбраны в объеме данного описания. Например, датчик концентрации нефть-в-воде ((НвВ)(OiW)), измеритель среза воды на месте или другое устройство могут подходящее использоваться на выпуске сепаратора или другом месте ниже по потоку в системе, например, ниже по потоку от точки смешения между линией 106 выпуска воды и линией 110 выпуска эмульсии. Система 100 содержит линию 106 выпуска воды для пропускания потока, содержащего по существу воду, или потока воды из сепаратора 102 к первому сепарационному устройству 108, например, гидроциклону. Система 100 содержит линию 110 выпуска эмульсии для пропускания потока эмульсии или потока эмульсии из сепаратора 102 к сепарационному устройству 108. Хотя это показано как единственная выпускная линия, специалисты в данной области техники отметят, что множественные выпускные линии и/или форсунки, расположенные на различной высоте, могут альтернативно или дополнительно использоваться для отделения и экстракции эмульсионного слоя. Контрольный клапан 112 расположен или размещен на линии 110 выпуска эмульсии для контроля количества эмульсии, текущей через линию 110 выпуска эмульсии. Контрольный клапан 112 может регулироваться с поддержанием уровня эмульсии и/или уровня воды в сепараторе 102, например, при использовании данных, полученных от детектора 104, или контрольный клапан 112 может регулироваться с поддержанием концентрации НвВ на впуске в сепарационное устройство 108, например, при использовании данных, полученных от датчика НвВ. Линия 106 выпуска воды и линия 110 выпуска эмульсии объединяются в смесительном колене или объеме 114 получения, который может быть простой трубкой или трубой, как показано на фигуре 1, или может содержать дополнительные компоненты и/или объемы для облегчения смешения, перед поступлением в первое сепарационное устройство 108. Первое сепарационное устройство 108 имеет два выпуска, выпуск 116 отбрасываемого потока, например, для пропускания потока, содержащего по существу нефть, и выпуск 118 подпотока, например, для пропускания потока, содержащего по существу воду. Система 100 содержит вторую сепарационную систему 120, например, полирующий гидроциклон, соединенный с выпуском 118 подпотока и имеющий два выпуска, выпуск 122 отбрасываемого потока, например, для пропускания потока, содержащего по существу нефть, и выпуск 124 подпотока, например, для пропускания потока, содержащего по существу воду. Насос 126, например, водоинжекционный насос, соединен с выпуском 124 подпотока для разгрузки текучей среды, выпускаемой из второй сепарационной системы 120 посредством выпуска 124 подпотока. Система 100 содержит линию 130 выпуска нефти для пропускания потока, содержащего по существу нефть, или поток нефти из сепаратора 102.
При работе система 100 может определять и/или контролировать параметр эмульсии, например, уровень эмульсии в сепараторе 102 или состав эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 на выпуске эмульсии или по линии 110 выпуска эмульсии. В системе 100 может течь поток эмульсии или вытекать из сепаратора через контрольный клапан 112 в первое сепарационное устройство 108. В смесительном колене или получаемом объеме 114 поток эмульсии может объединяться с потоком, содержащим по существу воду, или водным потоком, переносимым по линии 106 выпуска воды. В зависимости от контролируемого параметра, например, уровня эмульсии или воды в сепараторе 102, состава потока эмульсии и т.д., контрольный клапан 112 может динамически регулировать разбавление эмульсии введением сравнительно больше или сравнительно меньше потока воды в поток эмульсии, например, на основании, по меньшей мере, части данных, полученных от детектора 104. Первое сепарационное устройство 108 может разделять получаемый поток на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Подпоток, содержащий по существу воду, затем пропускают через выпуск 118 подпотока во второе сепарационное устройство 120 для дальнейшей переработки, а именно, разделения подпотока на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Второе сепарационное устройство 120 пропускает второй подпоток к насосу 126 для выгрузки из системы 100.
На фигуре 2 представлена схема другого варианта системы 200 для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора 102 нефть/вода. Компоненты, показанные на фигуре 2, являются по существу такими же, как соответствующие компоненты на фигуре 1, если не установлено иное. Система 200 содержит струйный насос 202, например, струйный насос жидкость/жидкость, сконструированный для получения, по меньшей мере, части потока эмульсии из линии 110 выпуска эмульсии и, по меньшей мере, части выгрузки от насоса 126 по линии 128 рецикла и прохождения выпуска ниже по потоку к первому сепарационному устройству 106 через колено 214. Колено 214 может быть смесительным коленом или получаемым объемом. Струйный насос 202 может обеспечивать достаточный поток для эффективной работы первого сепарационного устройства 108, например, при разбавлении эмульсии эффективным количеством воды. Струйный насос 202 может регулировать количество эмульсии, выводимой из сепаратора 102, регулированием движущейся текучей среды (например, потока в линии 125 рецикла), скорости потока и/или контура рецикла из разгрузки струйного насоса (например, через возвратную линию 204) на основании считывания детектора 104 (например, толщины и/или расположения слоя эмульсии нефть/вода). Система 100 содержит возвратную линию 204, на которой расположен или размещен контрольный клапан 112. Специалисты в данной области техники отметят, что в некоторых вариантах первое сепарационное устройство 108 может действовать как объемный сепаратор или сепаратор первой стадии, а второе сепарационное устройство 120 может действовать как полирующий сепаратор.
При работе система 200 может определять и/или контролировать параметр эмульсии в сепараторе 102 или состав эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 на выпуске эмульсии, или по линии 110 выпуска эмульсии. В системе 100 может течь поток эмульсии или вытекать из сепаратора и с помощью струйного насоса 202. Выгрузка насоса 126 объединяется с потоком эмульсии или течет с одновременным разбавлением состава в полученной эмульсии в смесительном колене или получаемом объеме 114 и увеличивает давление впуска в первом сепарационном устройстве 108, которое соединено со струйным насосом 202. Рециркуляционная или возвратная линия 204 может получать, по меньшей мере, часть выгрузки струйного насоса 202. Работа и/или динамическое регулирование контрольного клапана 113 могут быть основаны, по меньшей мере, частично на одном или более параметров системы, например, количестве потока, направляемого в первое сепарационное устройство 108, разбавлении эмульсии в смесительном колене или получаемом объеме 114, количестве нефти в эмульсии, достигающей второго сепарационного устройства 129 и/или уровне эмульсии в сепараторе 102. Первое сепарационное устройство 108 может разделять получаемый поток на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Водный подпоток, выходящий из первого сепарационного устройства 108 через выпуск 118 подпотока, может объединяться с водным потоком или потоком, переносимым по линии 106 выпуска воды, в смесительном колене или получаемом объеме 114 перед поступлением во второе сепарационное устройство 120. Второе сепарационное устройство 120 разделяет поступившую суспензию на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Второе сепарационное устройство 120 пропускает второй подпоток к насосу 126 для выгрузки из системы 200.
На фигуре 3 представлена схема другого варианта системы 300 для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора 102 нефть/вода. Компоненты, показанные на фигуре 3, являются по существу такими же, как соответствующие компоненты на фигуре 1, если не установлено иное. В cистеме 300 контрольный клапан 112 размещен на линии 106 выпуска воды. В cистеме 300 линия 110 выпуска эмульсии переносит нефтяную непрерывную эмульсию к первому сепарационному устройству 108, например, объемному обезвоживающему гидроциклону. В смесительном колене или получаемом объеме 114 подпоток из первого сепарационного устройства 108, вынесенный выпуском 118 подпотока, соединяется с по существу водным потоком или потоком, переносимым линией 106 выпуска воды. Объединенный поток из смесительного колена или получаемого объема 114 поступает во второе сепарационное устройство 120, например, объемный удаляющий нефть гидроциклон. Второе сепарационное устройство 120 имеет два выпуска, выпуск 122 отбрасываемого потока, например, для пропускания потока, содержащего по существу нефть, и выпуск 124 подпотока, например, для пропускания подпотока, содержащего по существу воду. Выпуск 124 подпотока, выходящий из второго сепарационного устройства 120, питает третье сепарационное устройство 302, например, полирующий гидроцитклон. Третье сепарационное устройство 302 имеет два выпуска, выпуск 304 отбрасываемого потока, например, для пропускания потока, содержащего по существу нефть, и выпуск 306 подпотока, например, для пропускания подпотока, содержащего по существу воду. На фигуре 3 третье сепарационное устройство 302 показано на конце системы 300, но специалисты в данной области техники поймут, что (точно также, как в случае фигур 1 и 2) выпуск 306 подпотока из третьего сепарационного устройства 302 может, необязательно, питать насос, например, насос 126.
При работе система 300 может определять и/или контролировать параметр эмульсии в сепараторе 102 или состав эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 на выпуске эмульсии, или по линии 110 выпуска эмульсии. В системе 300 может течь или проходить поток эмульсии или вытекать из сепаратора с помощью линии 110 выпуска эмульсии к первому сепарационному устройству 108, которое может действовать как объемный обезвоживающий гидроциклон. Первое сепарационное устройство 108 может разделять получаемый поток на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. В смесительном колене или получаемом объеме 114 подпоток, выходящий из первого сепарационного устройства 108 через выпуск 118 подпотока, может объединяться с водным потоком или потоком, переносимым по линии 106 выпуска воды. Как определено выше, в системе 300 контрольный клапан 112 размещен на линии 106 выпуска воды. В зависимости от регулируемого параметра, например, уровня эмульсии или воды в сепараторе 102, состава потока эмульсии и т.д., контрольный клапан 112 может динамически регулировать разбавление потока, проходящего через выпуск 118 подпотока, введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток в выпуске 118 подпотока, например, на основании, по меньшей мере, части данных, получаемых от детектора 104. Поток, получаемый в результате объединения выпуска 118 подпотока и воды в смесительном колене или получаемом объеме 114, пропускается во второе сепарационное устройство 120 для дальнейшей переработки, а именно, разделения подпотока на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. Второе сепарационное устройство 120 пропускает второй подпоток в третье сепарационное устройство 302, где второй подпоток перерабатывается с созданием третьего отбрасываемого потока и третьего водного подпотока.
На фигуре 4 представлена схема другого варианта системы 400 для экстракции и переработки эмульсии из сепаратора 102 нефть/вода. Компоненты, показанные на фигуре 4, являются по существу такими же, как соответствующие компоненты на фигуре 3, если не установлено иное. В cистеме 400 линия 110 выпуска эмульсии переносит водную непрерывную эмульсию в первое сепарационное устройство 108, например, объемный удаляющий нефть гидроциклон. Как будет отмечено специалистами в данной области техники, варианты, представленные на фигурах 3 и 4, могут быть особенно подходящими для эмульсий, у которых их конкретный состав не требует разбавления, например, нефтяных непрерывных и/или водных непрерывных эмульсий.
При работе система 400 может определять и/или контролировать параметр эмульсии в сепараторе 102 или состав эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 на выпуске эмульсии, или по линии 110 выпуска эмульсии. В системе 400 может течь или проходить поток эмульсии или вытекать из сепаратора с помощью линии 110 выпуска эмульсии к первому сепарационному устройству 108, которое может действовать как объемный удаляющий нефть гидроциклон. Первое сепарационное устройство 108 может разделять получаемый поток на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. В смесительном колене или получаемом объеме 114 подпоток, выходящий из первого сепарационного устройства 108 через выпуск 118 подпотока, может объединяться с водным потоком или потоком, переносимым по линии 106 выпуска воды. Как определено выше, в системе 400 контрольный клапан 112 размещен на линии 106 выпуска воды. В зависимости от регулируемого параметра, например, уровня эмульсии или воды в сепараторе 102, состава потока эмульсии и т.д., контрольный клапан 112 может динамически регулировать разбавление потока, проходящего через выпуск 118 подпотока, введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток в выпуске 118 подпотока, например, на основании, по меньшей мере, части данных, получаемых от детектора 104. Поток, получаемый в результате объединения выпуска 118 подпотока и воды в смесительном колене или получаемом объеме 114, пропускается во второе сепарационное устройство 120 для дальнейшей переработки, а именно, разделения подпотока на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.
На фигуре 5 представлена технологическая схема способа 500 экстракции и переработки эмульсии из сепарационной системы нефть/вода, например, любой из систем 100, 200, 300 и/или 400. Способ 500 начинается в блоке 502 с определением прибором детектирования, например, детектором 104, представленным на фигуре 1, уровня эмульсии в сепараторе, например, сепараторе 102 с фигуры 1, или состава эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 с фигуры 1. В блоке 504 способа 500 может протекать эмульсия, вытекающая из сепаратора. В блоке 506 способ 500 может объединять поток эмульсии с водным потоком, выходящим из сепаратора, с созданием разбавленной эмульсии. Контрольный клапан, например, контрольный клапан 112 с фигуры 1, может быть использован для динамического регулирования разбавления разбавленной эмульсии введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток эмульсии или наоборот. Как пояснено дополнительно выше, контрольный клапан может регулироваться, по меньшей мере, частично на основании данных от прибора детектирования. В блоке 508 способ 500 может провести разделение гидроциклоном, например, первым сепарационным устройством 108 с фигуры 1, разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть. В некоторых вариантах способ 500 может продолжать пропускание подпотока в полирующий гидроциклон, например, второе сепарационное устройство 120 с фигуры 1, где полирующий гидроциклон может разделять подпоток на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.
На фигуре 6 представлена технологическая схема способа 600 экстракции и переработки эмульсии из сепарационной системы нефть/вода, например, любой из систем 100, 200, 300 и/или 400. Способ 600 начинается в блоке 602 с определением прибором детектирования, например, детектором 104, представленным на фигуре 1, уровня эмульсии в сепараторе, например, сепараторе 102 с фигуры 1, или состава эмульсии, вытекающей из сепаратора, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 с фигуры 1. В блоке 604 способа 600 может протекать эмульсия в получаемый объем с созданием потока получаемой эмульсии. В некоторых вариантах создание потока получаемой эмульсии содержит объединение водного потока из сепаратора с потоком эмульсии из сепаратора в смесительном колене или получаемом объеме, например, в смесительном колене или получаемом объеме 114 с фигуры 1. В еще других вариантах создание потока получаемой эмульсии содержит пропускание потока эмульсии через струйный насос жидкость/жидкость, например, струйный насос 202 с фигуры 2, и разбавление эмульсии, по меньшей мере, частью выгрузки из насоса, например, насоса 126 с фигуры 2. В некоторых вариантах создание потока получаемой эмульсии содержит разделение эмульсии на второй отбрасываемый поток и поток получаемой эмульсии с использованием объемного удаляющего нефть гидроциклона, например, первого сепарационного устройства с фигуры 3. В других вариантах создание потока получаемой эмульсии содержит разделение эмульсии на второй отбрасываемый поток и поток получаемой эмульсии с использование блочного обезвоживающего гидроциклона, например, первого сепарационного устройства с фигуры 4. В блоке 606 способ 600 продолжает объединение потока получаемой эмульсии с водным потоком с созданием разбавленной эмульсии. Например, способ 600 может динамически регулировать разбавление разбавленной эмульсии с использованием контрольного клапана при введении сравнительно больше или меньше водного потока в поток эмульсии или наоборот. В таких системах контрольный клапан может работать и/или регулироваться, по меньшей мере, частично на основании данных от прибора детектирования. В блоке 608 способ 600 может разделять разбавленную эмульсию на водный подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть, с использованием гидроциклона, например, первого сепарационного устройства 108 с фигуры 1.
Хотя настоящее изобретение является восприимчивым к различным модификациям и альтернативным формам, типичные варианты, рассмотренные здесь, показаны только путем примера, Однако, должно быть снова понятно, что технология, рассмотренная здесь, не предназначена ограничивать рассмотренные частные варианты. Действительно, настоящая технология включает все альтернативы, модификации, комбинации, перестановки и эквиваленты, подпадающие под истинную сущность и объем прилагаемой формулы изобретения.
Claims (43)
1. Способ экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода, который содержит:
- детектирование параметра эмульсии;
- пропускание потока эмульсии из сепаратора, где потоком эмульсии является поток нефтяной непрерывной эмульсии или поток водной непрерывной эмульсии;
- пропускание потока эмульсии через, по меньшей мере, один из обезвоживающего гидроциклона и удаляющего нефть гидроциклона перед объединением с водным потоком;
- объединение потока эмульсии с водным потоком, выходящим из сепаратора, с созданием разбавленной эмульсии;
- динамическое разбавление разбавленной эмульсии на основании, по меньшей мере, частично параметра эмульсии и
- разделение разбавленной эмульсии на подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть, причем детектирование параметра эмульсии содержит детектирование уровня эмульсии в сепараторе или детектирование состава потока эмульсии.
2. Способ по п. 1, который дополнительно содержит:
- разделение подпотока на второй подпоток, содержащий по существу воду, и второй отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть.
3. Способ по любому из пп. 1 или 2, который дополнительно содержит пропускание потока воды, выходящего из сепаратора, через струйный насос жидкость/жидкость перед объединением с потоком эмульсии.
4. Способ по любому из пп. 1-3, в котором динамическое регулирование разбавление разбавленной эмульсии содержит дросселирование водного потока, выходящего из сепаратора.
5. Способ по любому из пп. 1-4, в котором динамическое регулирование разбавления разбавленной эмульсии содержит дросселирование потока эмульсии, выходящего из сепаратора.
6. Система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода, которая содержит:
- сепаратор нефть/вода, имеющий выпуск воды, выпуск нефти и выпуск эмульсии,
- прибор детектирования, оперативно соединенный с сепаратором нефть/вода, выпуском эмульсии или компонентом ниже по потоку от выпуска эмульсии, где прибор детектирования содержит прибор детектирования уровня эмульсии в сепараторе или прибор детектирования состава потока эмульсии;
- смесительное колено, где смесительное колено соединено с выпуском воды и выпуском эмульсии;
- по меньшей мере, один контрольный клапан, оперативно соединенный с трубопроводом для выпуска воды, выпуска эмульсии или того и другого,
- удаляющий нефть гидроциклон, соединенный с выпуском эмульсии между сепаратором и смесительным коленом и
- сепарационное устройство, соединенное со смесительным коленом и имеющее выпуск отбрасываемой нефти и выпуск водного подпотока.
7. Система по п. 6, которая дополнительно содержит обезвоживающий гидроциклон, соединенный с выпуском эмульсии между сепаратором и смесительным коленом.
8. Система по любому из пп. 6 или 7, которая дополнительно содержит:
- струйный насос жидкость/жидкость, соединенный с выпуском эмульсии между сепаратором и смесительным коленом, где струйный насос сконструирован для получения, по меньшей мере, части выгрузки насоса ниже по потоку и
- возвратную линию, соединенную с выпуском эмульсии и выгрузкой струйного насоса жидкость/жидкость,
в которой контрольный клапан расположен на возвратной линии.
9. Система по п. 8, которая дополнительно содержит второе сепарационное устройство, соединенное со струйным насосом жидкость/жидкость перед смесительным коленом.
10. Система по любому из пп. 6-9, которая дополнительно содержит полирующий гидроциклон, соединенный с выпуском водного подпотока гидроциклона.
11. Способ экстракции и переработки эмульсии из морского подводного сепаратора нефть/вода, который содержит:
- детектирование уровня эмульсии в морском подводном сепараторе, детектирование состава потока эмульсии, выходящего из морского подводного сепаратора, или детектирование состава потока эмульсии ниже по потоку от морского подводного сепаратора;
- пропускание потока эмульсии в получаемый объем;
- создание потока получаемой эмульсии;
- объединение потока получаемой эмульсии с водным потоком с созданием разбавленной эмульсии;
- динамическое регулирование разбавления разбавленной эмульсии введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток эмульсии или наоборот, и в котором разбавление регулируется, по меньшей мере, частично на основании уровня эмульсии в морском подводном сепараторе или состава потока эмульсии и
- разделение разбавленной эмульсии на водный подпоток, содержащий по существу воду, и отбрасываемый поток, содержащий по существу нефть,
в котором разбавление динамически регулируется введением сравнительно больше или меньше потока эмульсии в водный поток, и в котором объединение потока получаемой эмульсии с водным потоком с созданием разбавленной эмульсии и/или разделение разбавленной эмульсии содержит:
- пропускание, по меньшей мере, части водного подпотока в струйный насос жидкость/жидкость,
- пропускание, по меньшей мере, части потока эмульсии в струйный насос жидкость/жидкость,
- объединение, по меньшей мере, части водного подпотока и, по меньшей мере, части потока эмульсии в струйном насосе жидкость/жидкость с созданием потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость, и
- пропускание первой части потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость в струйный насос жидкость/жидкость по рециркуляционной линии,
в котором разбавленная эмульсия содержит вторую часть потока выгрузки струйного насоса жидкость/жидкость.
12. Способ по п. 11, который дополнительно содержит:
- разделение водного подпотока на второй отбрасываемый поток нефти и второй водный подпоток.
13. Способ по любому из пп. 11 или 12, в котором разбавление динамически регулируется введением сравнительно больше или меньше водного потока в поток получаемой эмульсии, и в котором создание потока получаемой эмульсии содержит разделение эмульсии на второй отбрасываемый поток и поток получаемой эмульсии.
14. Способ по любому из пп. 11-13, в котором эмульсией является нефтяная непрерывная эмульсия.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201462041509P | 2014-08-25 | 2014-08-25 | |
| US62/041,509 | 2014-08-25 | ||
| US201562171122P | 2015-06-04 | 2015-06-04 | |
| US62/171,122 | 2015-06-04 | ||
| PCT/US2015/044270 WO2016032727A1 (en) | 2014-08-25 | 2015-08-07 | Emulsion extraction from an oil/water separator and processing by water dilution from the same separator |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2664514C1 true RU2664514C1 (ru) | 2018-08-20 |
Family
ID=54015182
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017109677A RU2664514C1 (ru) | 2014-08-25 | 2015-08-07 | Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10112848B2 (ru) |
| EP (1) | EP3185978B1 (ru) |
| KR (1) | KR101950170B1 (ru) |
| CN (1) | CN107075389B (ru) |
| AU (1) | AU2015307061B2 (ru) |
| BR (1) | BR112017000956A2 (ru) |
| CA (1) | CA2955081C (ru) |
| DK (1) | DK3185978T3 (ru) |
| MY (1) | MY179012A (ru) |
| RU (1) | RU2664514C1 (ru) |
| SG (1) | SG11201700359QA (ru) |
| WO (1) | WO2016032727A1 (ru) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SE539859C2 (en) * | 2016-05-10 | 2017-12-19 | Recondoil Sweden Ab | Method and system for purification of slop oil and industrial emulsions comprising two processes run in parallel |
| US10539141B2 (en) | 2016-12-01 | 2020-01-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
| US10513913B2 (en) * | 2017-06-22 | 2019-12-24 | Saudi Arabian Oil Company | Controlling high-pressure production trap separation efficiency |
| SE542985C2 (en) | 2019-02-08 | 2020-09-22 | Skf Recondoil Ab | A method and system for circular use of industrial oil |
| SE543443C2 (en) | 2019-02-08 | 2021-02-16 | Skf Recondoil Ab | Purification of oil 11 |
| US11332677B2 (en) | 2020-05-07 | 2022-05-17 | Saudi Arabian Oil Company | Enhanced demulsifier performance ranking procedure and algorithm based on separation efficiency |
| CN114146454A (zh) * | 2020-09-07 | 2022-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种在线快速油水分离涡流管道分离装置和分离方法 |
| CN112625788B (zh) * | 2020-12-22 | 2023-06-16 | 神池县合什得绿色生态开发有限公司 | 全自动油厂生产线 |
| US11761945B2 (en) | 2021-09-22 | 2023-09-19 | Saudi Arabian Oil Company | Water analysis unit of a system for separating and analyzing a multiphase immiscible fluid mixture and corresponding method |
| US11833445B2 (en) * | 2021-09-22 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures using an improved analytical cell |
| US11833449B2 (en) | 2021-09-22 | 2023-12-05 | Saudi Arabian Oil Company | Method and device for separating and measuring multiphase immiscible fluid mixtures |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992019348A1 (en) * | 1991-05-02 | 1992-11-12 | Conoco Specialty Products Inc. | Oil/water separation system |
| EA001513B1 (ru) * | 1997-11-19 | 2001-04-23 | Юнипьюр Корпорейшн | Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки |
| US20020033356A1 (en) * | 2000-08-25 | 2002-03-21 | Tatsuho Honda | Desalter control system |
| WO2013048677A1 (en) * | 2011-09-29 | 2013-04-04 | Cameron International Corporation | System for processing interface emulsion, water and solids |
Family Cites Families (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992019349A1 (en) | 1991-05-02 | 1992-11-12 | Conoco Specialty Products Inc. | Oil and water separation system |
| CA2086320A1 (en) | 1991-05-02 | 1992-11-03 | Reimer Z. Hansen | Oil/water separation system |
| WO1992019347A1 (en) | 1991-05-02 | 1992-11-12 | Conoco Specialty Products Inc. | Oil and water separation system |
| WO1992019350A1 (en) | 1991-05-02 | 1992-11-12 | Conoco Specialty Products Inc. | Hydrocylones for oil spill cleanup |
| DE4312725C1 (de) * | 1993-04-20 | 1994-03-31 | Beb Erdgas & Erdoel Gmbh | Verfahren und eine Vorrichtung zur kontinuierlichen Trennung einer reinen oder feststoffhaltigen flüssig-flüssig Emulsion in ihre Einzelkomponenten |
| US5772901A (en) * | 1996-04-30 | 1998-06-30 | Energy Biosystems Corporation | Oil/water/biocatalyst three phase separation process |
| GB2403440B (en) | 2003-07-04 | 2007-09-05 | Dynamic Proc Solutions Plc | Separator |
| GB0419994D0 (en) * | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Kvaerner Process Systems As | Method and apparatus for improving the performance of a separator |
| CN201159068Y (zh) * | 2008-01-10 | 2008-12-03 | 胥凤和 | 污油回收转输装置 |
| WO2012000116A1 (en) * | 2010-07-02 | 2012-01-05 | Rj Oil Sands Inc. | Method and apparatus for treatment of fluids |
| US9115316B2 (en) * | 2011-09-29 | 2015-08-25 | Cameron International Corporation | Interface and mud control system and method for refinery desalters |
-
2015
- 2015-08-07 BR BR112017000956A patent/BR112017000956A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2015-08-07 RU RU2017109677A patent/RU2664514C1/ru not_active IP Right Cessation
- 2015-08-07 KR KR1020177008102A patent/KR101950170B1/ko active IP Right Grant
- 2015-08-07 US US14/821,232 patent/US10112848B2/en active Active
- 2015-08-07 WO PCT/US2015/044270 patent/WO2016032727A1/en active Application Filing
- 2015-08-07 CN CN201580045569.2A patent/CN107075389B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2015-08-07 SG SG11201700359QA patent/SG11201700359QA/en unknown
- 2015-08-07 AU AU2015307061A patent/AU2015307061B2/en not_active Ceased
- 2015-08-07 MY MYPI2017000071A patent/MY179012A/en unknown
- 2015-08-07 CA CA2955081A patent/CA2955081C/en not_active Expired - Fee Related
- 2015-08-07 EP EP15757041.7A patent/EP3185978B1/en not_active Not-in-force
- 2015-08-07 DK DK15757041.7T patent/DK3185978T3/da active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992019348A1 (en) * | 1991-05-02 | 1992-11-12 | Conoco Specialty Products Inc. | Oil/water separation system |
| EA001513B1 (ru) * | 1997-11-19 | 2001-04-23 | Юнипьюр Корпорейшн | Способ извлечения высококачественной нефти из эмульсионных отходов нефтепереработки |
| US20020033356A1 (en) * | 2000-08-25 | 2002-03-21 | Tatsuho Honda | Desalter control system |
| WO2013048677A1 (en) * | 2011-09-29 | 2013-04-04 | Cameron International Corporation | System for processing interface emulsion, water and solids |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CA2955081A1 (en) | 2016-03-03 |
| US20160052799A1 (en) | 2016-02-25 |
| KR101950170B1 (ko) | 2019-05-31 |
| AU2015307061B2 (en) | 2018-05-24 |
| CN107075389A (zh) | 2017-08-18 |
| US10112848B2 (en) | 2018-10-30 |
| EP3185978A1 (en) | 2017-07-05 |
| SG11201700359QA (en) | 2017-03-30 |
| KR20170069203A (ko) | 2017-06-20 |
| CN107075389B (zh) | 2019-08-20 |
| EP3185978B1 (en) | 2019-03-27 |
| WO2016032727A1 (en) | 2016-03-03 |
| BR112017000956A2 (pt) | 2018-01-16 |
| CA2955081C (en) | 2019-07-09 |
| MY179012A (en) | 2020-10-26 |
| DK3185978T3 (da) | 2019-07-01 |
| AU2015307061A1 (en) | 2017-02-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2664514C1 (ru) | Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода | |
| US9764252B2 (en) | System and method to treat a multiphase stream | |
| US6872239B2 (en) | Method and a system for separating a mixture | |
| US10648314B2 (en) | Systems and methods for subsea fluid phase separation | |
| KR101716644B1 (ko) | 샌드 트랩을 갖는 분할 유동 파이프 분리기 | |
| RU2618783C2 (ru) | Система сепарации мультифазного потока | |
| GB2335376A (en) | Downhole separation of water and solids from an oil mixture | |
| RU135390U1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
| US9371724B2 (en) | Multiphase separation system | |
| Skjefstad et al. | Subsea water separation: a state of the art review, future technologies and the development of a compact separator test facility | |
| Husveg et al. | Operational control of hydrocyclones during variable produced water flow rates—Frøy case study | |
| Gul et al. | Performance Testing of a Two-stage Produced Water De-oiling System for Subsea Applications | |
| WO2021044317A1 (en) | Inline demulsification device | |
| Wang et al. | Compact Multiphase Inline Water Separation (IWS) System—A New Approach for Produced Water Management and Production Enhancement | |
| Schubert | Advancements in liquid hydrocyclone separation systems | |
| Gul et al. | Enabling Subsea Produced Water Reinjection through In-line Water Treating and Monitoring Technologies for Deep Water Applications | |
| Niu et al. | Performance study of de-oiling spiral tube separators | |
| van Wingaarden et al. | Produced water deoiling system qualification program | |
| Pratarn et al. | Experimental investigation of de-oiling hydrocyclone | |
| Hadjiev et al. | Hydrocyclone based treatment methods for oily wastewaters | |
| Fantoft et al. | Subsea water separation for challenging deepwater applications | |
| More et al. | Removal of Water or Solids in Oil/Water, Gas/Solid and Gas/Liquid/Solid Pipelines Using Compact Inline Separator |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200808 |