RU2721211C2 - Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины - Google Patents

Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2721211C2
RU2721211C2 RU2018113431A RU2018113431A RU2721211C2 RU 2721211 C2 RU2721211 C2 RU 2721211C2 RU 2018113431 A RU2018113431 A RU 2018113431A RU 2018113431 A RU2018113431 A RU 2018113431A RU 2721211 C2 RU2721211 C2 RU 2721211C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
liquid
pressure
liquid product
gas
product
Prior art date
Application number
RU2018113431A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2018113431A (ru
RU2018113431A3 (ru
Inventor
Арне Олав Фредхейм
Бьёргульф Хёукелисетер ЭЙДЕСЕН
Идар Олав ГРЮТДАЛЬ
Ола РАВНДАЛЬ
Original Assignee
Эквинор Энерджи Ас
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Эквинор Энерджи Ас filed Critical Эквинор Энерджи Ас
Publication of RU2018113431A publication Critical patent/RU2018113431A/ru
Publication of RU2018113431A3 publication Critical patent/RU2018113431A3/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2721211C2 publication Critical patent/RU2721211C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
    • B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING 
    • B63B25/00—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby
    • B63B25/02—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods
    • B63B25/08—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid
    • B63B25/12—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed
    • B63B25/14—Load-accommodating arrangements, e.g. stowing, trimming; Vessels characterised thereby for bulk goods fluid closed pressurised
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65D—CONTAINERS FOR STORAGE OR TRANSPORT OF ARTICLES OR MATERIALS, e.g. BAGS, BARRELS, BOTTLES, BOXES, CANS, CARTONS, CRATES, DRUMS, JARS, TANKS, HOPPERS, FORWARDING CONTAINERS; ACCESSORIES, CLOSURES, OR FITTINGS THEREFOR; PACKAGING ELEMENTS; PACKAGES
    • B65D88/00—Large containers
    • B65D88/78—Large containers for use in or under water
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
    • 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
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
    • E21B21/067—Separating gases from drilling fluids
    • 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/0002—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the fluid to be liquefied
    • F25J1/0022—Hydrocarbons, e.g. natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J1/00—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures
    • F25J1/003—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production
    • F25J1/0032—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration"
    • F25J1/0035—Processes or apparatus for liquefying or solidifying gases or gaseous mixtures characterised by the kind of cold generation within the liquefaction unit for compensating heat leaks and liquid production using the feed stream itself or separated fractions from it, i.e. "internal refrigeration" by gas expansion with extraction of work
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/02—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream
    • F25J3/0204—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification by rectification, i.e. by continuous interchange of heat and material between a vapour stream and a liquid stream characterised by the feed stream
    • F25J3/0209—Natural gas or substitute natural gas
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F25—REFRIGERATION OR COOLING; COMBINED HEATING AND REFRIGERATION SYSTEMS; HEAT PUMP SYSTEMS; MANUFACTURE OR STORAGE OF ICE; LIQUEFACTION SOLIDIFICATION OF GASES
    • F25J—LIQUEFACTION, SOLIDIFICATION OR SEPARATION OF GASES OR GASEOUS OR LIQUEFIED GASEOUS MIXTURES BY PRESSURE AND COLD TREATMENT OR BY BRINGING THEM INTO THE SUPERCRITICAL STATE
    • F25J3/00—Processes or apparatus for separating the constituents of gaseous or liquefied gaseous mixtures involving the use of liquefaction or solidification
    • F25J3/08—Separating gaseous impurities from gases or gaseous mixtures or from liquefied gases or liquefied gaseous mixtures

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Ocean & Marine Engineering (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
  • Pipeline Systems (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Cleaning Or Drying Semiconductors (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Изобретение касается обработки текучей среды, добытой из скважины, предпочтительно углеводородной скважины. Предложен способ обработки текучей среды, добытой из скважины, причем добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, при этом способ содержит: уменьшение давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза; сепарирование газовой фазы от жидкой фазы, таким образом образуются газовый продукт и жидкий продукт; и хранение жидкого продукта в резервуаре для хранения под таким давлением, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время хранения, при этом уменьшенное давление больше атмосферного давления; причем давление жидкого продукта поддерживают, по существу, равным или больше уменьшенного давления на этапе (этапах) сепарации и/или хранения. Предложена также система обработки текучей среды, добытой из скважины. Изобретение обеспечивает безопасные и эффективные манипуляции с добытой текучей средой. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к способу и системе обработки текучей среды, добытой из скважины, предпочтительно, углеводородной скважины.
Обработка и транспортировка текучих сред, добытых из подводных скважин, является важной на нефтяном и газовом месторождении. Для газоконденсатных месторождений обычной практикой является сепарирование полученной воды от полученных углеводородов на морской площадке и утилизация воды, например посредством нагнетания в подводную скважину. Кроме того, обычной практикой является сепарирование полученных жидких углеводородов, т.e. конденсатов и сжиженного нефтяного газа (СНГ), от природного газа в полученных углеводородах на морской площадке. Сепарированный природный газ обычно транспортируют обратно на берег по трубопроводу. Жидкие углеводороды полностью стабилизируют в море, так что они находятся в стабильной жидкой фазе при атмосферном давлении. Данную стабилизацию выполняют посредством многоступенчатого уменьшения давления для образования газовых и жидких фаз, и сепарирования испаренного газа от жидкости при каждом уменьшенном давлении. Когда давление уменьшено до атмосферного давления и температуры окружающего воздуха (например, около 30-40°C и 1 бар (100 КПа) и испаренный газ удален, остающаяся жидкость находится в стабильной жидкой фазе при атмосферном давлении и температуре окружающей среды, и поэтому может храниться при атмосферном давлении и температуре окружающей среды. Полностью стабилизированные жидкие углеводороды собирают и хранят при атмосферном давлении и температуре окружающей среды на верхнем строении и транспортируют обратно на берег при атмосферном давлении с применением судна.
В одном аспекте изобретение предлагает способ обработки текучей среды, добытой из скважины, причем добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, способ содержит:
уменьшение давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза; сепарирование газовой фазы от жидкой фазы, таким образом, производство продукта переработки (обработки) газа и продукта переработки (обработки) жидкости; и хранение продукта переработки жидкости в резервуаре для хранения под давлением так, что продукт переработки жидкости остается в стабильной жидкой фазе во время хранения, при этом уменьшенное давление больше атмосферного давления.
Когда текучую среду добывают из подводной скважины, текучая среда обычно является жидкостью очень высокого давления. Жидкость может содержать компоненты, которые являются стабильными жидкостями при атмосферных условиях (например, при атмосферном давлении и температуре), и компоненты, которые являются газообразными при атмосферных условиях. Может возникать необходимость обработки добытой текучей среды для извлечения максимального количества полезных продуктов из текучей среды и упрощения транспортировки продуктов с морской площадки. В настоящем способе данная обработка включает в себя уменьшение давления текучей среды до уменьшенного давления, которое больше атмосферного давления, и хранение сепарированной текучей среды под давлением. Давление текучей среды (т.е. газожидкостной смеси) на этапе сепарации больше атмосферного. Давление текучей среды на этапе сепарации может быть давлением, до которого давление текучей среды уменьшают для образования газовой и жидкой фаз (т.е. ʺуменьшенным давлениемʺ по п. 1 формулы изобретения), т.е. следует понимать, что уменьшенное давление является самым низким давлением, при котором происходит сепарация газовой фазы и жидкой фазы.
Нестабильный жидкий продукт является жидкостью в нестабильной жидкой фазе. Такая жидкость может находиться в условиях температуры и давления, в которых по меньшей мере один компонент жидкости может испаряться. На месторождении нефти и газа, такие нестабильные жидкости могут быть нежелательными, поскольку испарение жидкостей может давать легко воспламеняющиеся газообразные углеводороды, который могут представлять опасность. По указанным причинам, транспортировка нестабильных продуктов обработки жидкости является нежелательной. Обычно, полученная из скважины текучая среда, если переносится в атмосферные условия, должна становиться весьма нестабильной жидкостью, поскольку имеет значительные компоненты природного газа.
В технике известна полная стабилизация нестабильных жидких продуктов, таких как текучая среда, полученная из скважины, для хранения до транспортировки от скважины. Полную стабилизацию получают посредством уменьшения давления добытой текучей среды до атмосферного давления и сепарацией сепарированных газовых и жидких фаз. Полностью стабилизированная жидкость полностью стабильна в жидкой фазе при атмосферных условиях, т.e. не должна испаряться при атмосферном давлении и температуре окружающего воздуха, т.e. иметь давление паров при температуре окружающей среды ниже атмосферного давления. Такую полностью стабилизированную жидкость можно затем транспортировать на другую площадку, например, на берегу, при атмосферных условиях, и она должна оставаться стабильной.
В настоящем способе жидкий продукт, который создают и хранят под давлением, можно считать полустабильным жидким продуктом. Термин ʺполустабильныйʺ в данном документе применен для описания жидкости, которую стабилизировали до некоторой степени, но не полностью стабилизировали. В настоящем способе жидкий продукт стабилизируют только до некоторой степени, поскольку во время этапов уменьшения давления и сепарации давление уменьшают до давления, которое больше атмосферного давления. Таким образом, полустабилизированный жидкий продукт имеет стабильное состояние, только если его хранят при давлении выше некоторого давления, т.е. выше атмосферного давления, как определено в настоящем способе. Таким образом, для представленного способа полустабильный жидкий продукт может являться жидким продуктом, который имеет стабильное состояние только при повышенном давлении, при температуре окружающей среды или выше. Полустабильная жидкость содержит некоторые, но не все газовые компоненты добытой текучей среды.
Создание и хранение такого полустабильного жидкого продукта является предпочтительным, поскольку уменьшается объем переработки добытой текучей среды в окрестности скважины (например, до транспортировки). Изобретатели поняли, нет необходимости создавать полностью стабилизированный жидкий продукт перед транспортировкой жидкого продукта от скважины. Вместо этого, можно применять средство транспортировки под давлением. Такое средство транспортировки под давлением может быть известно в технике и рассмотрено ниже. Таким образом, изобретатели обнаружили, что необходимо создавать только полустабилизированный жидкий продукт в окрестности скважины до транспортировки. Получение полустабилизированного продукта требует меньше ступеней переработки и меньше оборудования, чем получение полностью стабилизированного продукта. Таким образом, можно уменьшить количество оборудования, требуемого в окрестности скважины, для создания жидкого продукта, который можно безопасно транспортировать. Данное является особенно предпочтительным, когда скважина расположена в море.
Дополнительно, когда жидкий продукт создают посредством сепарации его от газа в полученной текучей среде, поскольку жидкий продукт хранят отдельно от газа, газовый продукт можно отводить по трубе в процессе переработки в чисто газовый трубопровод. Данный трубопровод может не требовать какого-либо нагрева или ингибирования, как требуется в существующей технике, например, для предотвращения образования гидратов, поскольку никакая жидкость не проходит по трубопроводу.
Полученная на скважине текучая среда может обычно иметь давление приблизительно 100 бар (10МПа) или приблизительно 1000 бар (100МПа), предпочтительно 100-1000 бар (10-100МПа), предпочтительно 200-1000 бар (20-100МПа), например, больше 100 бар (10 МПа), 200 бар (20МПа), 300 бар (30МПа), 400 бар (40МПа) или 500 бар (50МПа). Точное давление определяют по условиям площадки работ.
В ʺбарах (1 бар=100КПа)ʺ в настоящей заявке указано абсолютное давление.
Уменьшенное давление может составлять приблизительно 1-20 бар (0,1-2МПа), предпочтительно, 5-10 бар (0,5-1МПа) предпочтительно 5 бар (0,5МПа). Жидкий продукт можно хранить под давлением приблизительно 1-20 бар (0,1-2МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа). Таким образом, жидкий продукт можно создавать, имеющим давление испарения приблизительно 1-20 бар (0,1-2МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа). Указанное является предпочтительным, поскольку жидкий продукт стабилизируют, применяя давление приблизительно 1-20 бар (0,1-2МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа), и таким образом можно применять стандартный танкер для СНГ для транспортировки жидкого продукта обратно на берег в полустабилизированном состоянии (стандартный танкер для СНГ может поддерживать давление до 5,5 бар (550КПа), и танкеры для СНГ с полным повышенным давлением до около 18 или 20 бар (1,8 или 2 МПа).
Уменьшенное давление может значительно превышать атмосферное давление (около 1 бар (100 КПа). Уменьшенное давление может быть достаточно низким для безопасного хранения и/или транспортировки с применением стандартных или с полным повышенным давлением танкеров для СНГ. Предпочтительно иметь уменьшенное давление значительно выше атмосферного давления, поскольку чем выше уменьшенное давление, тем меньше обработки требуется в море.
Например, уменьшенное давление может составлять больше 2 бар (200КПа), предпочтительно больше 3 бар (300КПа), предпочтительно больше 4 бар (400 КПа), предпочтительно больше 5 бар (0,5МПа), предпочтительно больше 10 бар (1МПа). Жидкий продукт можно хранить при давлении больше 2 бар (200КПа), предпочтительно, больше 3 бар (300КПа), предпочтительно, больше 4 бар (400КПа), предпочтительно, больше 5 бар (0,5МПа), предпочтительно, больше 10 бар (1МПа). Таким образом, жидкий продукт можно создавать, имеющим давление испарения больше 2 бар (200КПа), предпочтительно, больше 3 бар (300КПа), предпочтительно, больше 4 бар (400 КПа), предпочтительно, больше 5 бар (0,5МПа), предпочтительно больше 10 бар (1МПа).
Дополнительно /альтернативно, уменьшенное давление может составлять меньше 30 бар (3МПа), предпочтительно меньше 20 бар (2МПа), предпочтительно меньше 15 бар (1,5МПа), предпочтительно меньше 10 бар (1МПа). Жидкий продукт можно хранить при давлении меньше 30 бар (3МПа), предпочтительно, меньше 20 бар (2МПа), предпочтительно, меньше 15 бар (1,5МПа), предпочтительно, меньше 10 бар (1МПа). таким образом, жидкий продукт можно создавать, имеющим давление испарения меньше 30 бар (3МПа), предпочтительно, меньше 20 бар (2МПа), предпочтительно меньше 15 бар (1,5МПа), предпочтительно, меньше 10 бар (1МПа). Жидкий продукт в настоящем изобретении может состоять из всех компонентов в полученной текучей среде, которые являются жидкими при атмосферных условиях (например, атмосферном давлении и температуре окружающей среды). Данные компоненты указаны ниже в данном документе, как ʺжидкие компонентыʺ. Каждый жидкий компонент добытой текучей среды может находиться в жидком продукте. Жидкий продукт может также содержать некоторые из газовых компонентов добытой текучей среды, которые являются стабильными жидкостями при давлении и температуре хранения жидкого продукта. Жидкий продукт может быть частью добытой текучей среды, которую хранят, как жидкость в настоящем способе. Газовый продукт может быть частью добытой текучей среды, которую отделяют от жидкой части во время этапа сепарации.
Способ может содержать: перемещение жидкого продукта из резервуара для хранения в транспортер для жидкости, при этом перемещение происходит под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения; и транспортировку жидкого продукта на другую площадку с применением транспортера для жидкости, при этом транспортировка происходит под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время транспортировки.
Таким образом, способ может обеспечивать цепь этапов получения жидкости от получения текучей среды до хранения полустабильного жидкого продукта под давлением в окрестности скважины, до транспортировки полустабильного жидкого продукта под давлением на другую площадку на удалении от скважины. Указанное обеспечивает безопасные и эффективные манипуляции с добытой текучей средой.
Этап уменьшения давления, этап сепарации, этап хранения и/или этап транспортировки можно выполнять в окрестности скважины. Под ʺокрестностьюʺ скважины следует понимать площадь около скважины, достаточно близкую, где средство дальней транспортировки (такое как судно) не требуется. Окрестность скважины можно рассматривать, как площадь вокруг скважины, где полученную текучую среду можно эффективно и безопасно транспортировать по стандартным трубам, таким как райзеры, трубопроводы и/или трубные узлы.
Данные этапы можно выполнять в 10 м, 50 м, 100 м или 1000 м от скважины.
Дополнительно, если применяют трубопровод для соединения скважины с оборудованием обработки /хранения для представленного способа, оборудование обработки можно устанавливать на расстоянии до 50 км, до 40 км, до 20 км, до 10 км или до 5 км от скважины. Полученную текучую среду можно транспортировать от скважины до оборудования обработки и хранения (которое можно считать сооружением переработки) по трубопроводу. Трубопровод может работать при высоком давлении и/или температуре (например, по существу, при давлении и температуре добытой текучей среды, выходящей из скважины, при этом давление и температура текучей среды в трубе может немного уменьшаться с расстоянием). Указанное, в общем относят к ʺокрестностиʺ скважины.
Оборудование обработки /хранения для представленного способа можно разместить в пределах досягаемости от ряда скважин, которые все питают одно оборудование обработки.
Другая площадка может находиться на удалении от скважины. Другая площадка может находиться на берегу. Удаленной считают площадку на таком удалении от скважина, при котором требуется средство транспортировки на большое расстояние (такое как судно). Другая площадка может находиться по меньшей мере в 10 км, 50 км, 100 км, 500 км или 1000 км от скважины.
Транспортером для жидкости может являться судно. Транспортером для жидкости может являться танкер для СНГ, такое как судно для СНГ. Транспортер для жидкости может иметь функциональные возможности транспортировки жидкого продукта под давлением. Транспортер для жидкости может иметь функциональные возможности транспортировки жидкого продукта под давлением приблизительно от 1 до 10 бар (0,1-1МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа). Существующие транспортеры для жидкости могут иметь функциональные возможности транспортировки жидкостей под давлением до 18-20 бар (1,8-2МПа). В будущем могут появиться транспортеры для жидкости с функциональными возможностями транспортировки под давлением до 50 бар (5МПа) и больше.
Транспортер для жидкости может быть транспортером с нагнетанием полного давления и неполного давления стабилизации жидкости, таким как стандартное или с полным давлением судно для СНГ. Жидкий продукт, создаваемый на этапе сепарации, можно поэтому создавать таким, который способен к стабилизации под давлением в стандартном транспорте для СНГ. Следует понимать, что давление, при котором жидкий продукт должен стабилизироваться, должно зависеть от давления, при котором происходит сепарация газовой фазы и жидкой фазы. Указанное давление выбирают для образования жидкого продукта с нужным давлением стабилизации.
Способ может содержать: перемещение жидкого продукта на другую площадку, при этом перемещение происходит под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения; и уменьшение давления жидкого продукта до атмосферного давления.
Таким образом, способ может обеспечивать цепь этапов от получения текучей среды до переработки жидкого продукта на площадке на удалении от скважины. В существующей технике, жидкий продукт при атмосферном давлении обычно получают в окрестности скважины, например, на морской площадке. Настоящее изобретение дает возможность проведения данного этапа на другой площадке, таким образом уменьшая потребность в оборудовании в окрестности скважины. Указанное является особенно предпочтительным, когда скважина расположена в море, поскольку другая площадка может быть площадкой на берегу. Предпочтительным является выполнение возможно меньшей переработки в море и возможно большей на берегу, поскольку это сокращает требуемые в море персонал и оборудование, которые более дороги и менее эффективны.
Давление жидкого продукта можно поддерживать на уровне около 5-10 бар (0,5-1МПа) или выше на этапе (этапах) хранения, перемещения и/или транспортировки. После этапа сепарации давление жидкого продукта можно поддерживать по меньшей мере на уровне давления, при котором проходит сепарация. Указанное предотвращает испарение дополнительных газовых компонентов из жидкого продукта.
Во время любых или всех этапов сепарации, хранения, перемещения и/или транспортировки, давление можно поддерживать приблизительно равным или больше уменьшенного давления. Указанное предотвращает возникновение нестабильности сепарированного жидкого продукта. Иначе говоря, во время и любой или всех этапов сепарации, хранения, перемещения и/или транспортировки, давление не может падать ниже уменьшенного давление.
Во время любого из этапов сепарирования, хранения, первой перемещения, транспортировки, и второй перемещения температуру и давление жидкого продукта поддерживают такими, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе. Температура может варьироваться в зависимости от температуры локальной окружающей среды (например, когда жидкий продукт находится под водой, его температура может отличаться от температуры при нахождении в верхнем строении, вследствие разных температур окружающей среды). Важно поддерживать давление достаточно высоким, чтобы при таких отличающихся температурах полустабилизированный жидкий продукт оставался в стабильно жидкой фазе.
На этапах регулирования температуры и управления давлением, могут меняться как давление, так и температура. Таким образом, если меняется давление, температура может требовать регулировки, и наоборот.
Температуру добытой текучей среды и/или жидкого продукта можно поддерживать выше температуры гидратообразования добытой текучей среды и/или жидкого продукта. Температура гидратообразования может зависеть от композиции конкретной текучей среды /жидкости, давления и т.д.
Текучую среду и/или жидкий продукт можно охлаждать до температуры между скважинной температурой и температурой окружающей среды (например, окружающей морской воды, когда способ выполняют под водой) или температуры гидратообразования текучей среды /жидкого продукта.
Температуру добытой текучей среды и/или жидкого продукта можно поддерживать выше около 20°C, 30°C, 40°C или 50°C.
Температура добытой текучей среды может варьироваться по ходу процесса, или может поддерживаться, по существу, постоянной.
Жидкий продукт может содержать все жидкие компоненты, присутствующие в полученной текучей среде из скважины. Жидкий продукт может содержать жидкие углеводороды и воду. Жидкий продукт может содержать нефть и воду. Жидкий продукт может содержать конденсат и воду. Жидкий продукт может содержать конденсат, воду и/или СНГ. Жидкий продукт может содержать воду. В текучей среде может присутствовать до 5% по объему или больше воды. Может присутствовать больше 1%, 2%, 3%, 4%, 5%, 10%, 15%, 20%, 30%, 40% или 50% (по объему) воды в жидком продукте. Жидкий продукт может состоять из жидких углеводородов и воды. Жидкий продукт может состоять из нефти и воды. Жидкий продукт может состоять из конденсата и воды. Жидкий продукт может состоять из конденсата, воды и/или СНГ. Жидкий продукт может содержать некоторый из газовых компонентов добытой текучей среды, например, такие, которые являются стабильными жидкостями при давлении и температуре хранения жидкого продукта. Жидкий продукт может содержать (или состоять из) все компоненты добытой текучей среды, которые являются стабильными жидкостями при давлении и температуре хранения жидкого продукта.
Вода может быть подтоварной водой и/или водой, растворенной в углеводородах.
Таким образом, жидкий продукт на выходе представленного способа может содержать (или состоять из) точно такие же жидкие компоненты (т.e. компоненты добытой текучей среды, которые должны быть стабильными жидкостями при атмосферных условиях), которые присутствуют в полученной текучей среде из скважины.
В существующей технике для обработки жидких компонентов добытой текучей среды требуется много оборудования в окрестности скважины, например, в море. Поскольку представленный способ обеспечивает получение на выходе жидкого продукта, который содержит (или состоит из) все жидкие компоненты в полученной текучей среде, потребность в оборудовании обработки в окрестности скважины уменьшена. Вместо этого, жидкий продукт можно обрабатывать на удалении от скважины, например, на берегу.
Например, в существующей технике жидкие углеводороды и воду в полученной текучей среде должны сепарировать в окрестности скважины, например, на морской площадке. Воду можно затем утилизировать посредством нагнетания, например, в скважину. Жидкие углеводороды можно затем полностью стабилизировать, посредством выполнения сепарации при атмосферных условиях, и транспортировать из окрестности скважины, например, обратно на берег. В настоящем способе вместе с тем, жидкий продукт может также содержать воду. Изобретатели к своему удивлению обнаружили, что может быть предпочтительным не сепарировать жидкие углеводороды от воды до транспортировки, и таким образом обнаружили, что предпочтительно включать воду в состав хранящегося (и транспортируемого) жидкого продукта. Данное является предпочтительным, поскольку уменьшает потребность в оборудовании для дополнительной сепарации в окрестности скважины, например, в море. Данное является удивительным поскольку наличие воды в жидком продукте считают недостатком, в нормальных условиях нежелательна транспортировка воды на дальние расстояния, например, обратно на берег.
В настоящем способе обработка полустабилизированного жидкого продукта на площадке, удаленной от скважины, может содержать сепарирование жидких углеводородов от жидкой воды в жидком продукте. Данное может быть получено с применением четвертого сепаратора.
Дополнительно /альтернативно, обработка полустабилизированного жидкого продукта на площадке, удаленной от скважины, может содержать полную стабилизацию жидкого продукта посредством уменьшения давления жидкого продукта до атмосферного давления, таким образом генерируют газовую фазу и жидкую фазу, а также отделяют газовую фазу от жидкой фазы. Данная сепарированная жидкая фаза является, таким образом, полностью стабилизированным жидким продуктом. Таким образом, на данной стадии, давление, под которым жидкий продукт содержится, можно уменьшить до атмосферного давления. Полностью стабилизированный жидкий продукт можно затем хранить и обрабатывать по любым стандартным методикам/ на оборудовании известной техники.
Таким образом, представленный способ обеспечивает получение полностью стабилизированных жидких углеводородов на площадке на удалении от скважины, например, на берегу, исключая необходимость сепарирования воды от жидких углеводороды или полной стабилизации жидкого продукта на скважине. Данное фактически означает, что некоторые этапы обработки в существующей технике, которые проводят в окрестности скважины, например, в море, можно теперь проводить на берегу, например, на берегу.
Полученная текучая среда из скважины может содержать газовый компонент и жидкий компонент. Обычно, полученная текучая среда может содержать, или состоять из газообразных углеводородов, жидких углеводородов и воды. Жидкие углеводороды могут быть нефтью и/или могут быть конденсатами и/или СНГ. Газовый компонент добытой текучей среды может находиться в конденсированной или растворенной жидкой фазе в полученной текучей среде вследствие очень большого давления в скважине. Термин ʺгазовый компонентʺ следует понимать, как компонент добытой текучей среды, который должен быть газообразным в атмосферных условиях, например, при атмосферном давлении и температуре окружающего воздуха.
Представленный способ является особенно предпочтительным для применения на газоконденсатных месторождениях, где текучая среда, полученная из скважины, обычно содержит легкие жидкие углеводороды, такие как конденсаты, и газообразные углеводороды с небольшим количеством воды. Представленный способ можно также применять для нефтяных месторождений, где полученная текучая среда содержит нефть с газообразными углеводородами или без них и/или воду.
Конденсат может быть конденсатом природного газа.
Способ может содержать сепарирование газового компонента добытой текучей среды от жидкого компонента добытой текучей среды; и создание нестабильного жидкого продукта из жидкого компонента посредством уменьшения давления жидкого компонента.
Этап уменьшения давления и этап сепарирования способа могут содержать уменьшение давления добытой текучей среды до первого уменьшенного давления так, что образуется первая газовая фаза и первая жидкая фаза. Данное уменьшение давления можно рассматривать образующим нестабильную жидкость, из которой некоторая часть газового компонента испаряется. Способ может содержать сепарирование первой газовой фазы от первой жидкой фазы для образования первого газового продукта и первого жидкого продукта, а также дополнительное уменьшение давления первого жидкого продукта до второго уменьшенного давления так, что образуются вторая газовая фаза и вторая жидкая фаза. Данное уменьшение давления можно рассматривать образующим другую нестабильную жидкость, из которой испаряется больше газового компонента. Способ может содержать сепарирование второй газовой фазы от второй жидкой фазы для образования второго газового продукта и второго жидкого продукта. Второй жидкий продукт может быть хранящимся жидким продуктом. Первое уменьшенное давление может быть больше второго уменьшенного давления, и второе уменьшенное давление может быть больше атмосферного давления.
Второй газовый продукт можно комбинировать с первым газовым продуктом и/или комбинировать с добытой текучей средой.
Первое уменьшенное давление может быть давлением обработки технологического оборудования. Первое уменьшенное давление может составлять 20-100 бар (2-10 МПа), предпочтительно 50-70 бар (5-7МПа). Уменьшение давления до такой величины обеспечивает сепарирование некоторых из газовых компонентов на первом этапе сепарирования, и означает, что от оборудования обработки (например, сепараторов и т.д.) не требуется выдерживать высокое давление текучей среды скважины (которое может составлять сотни или тысячи бар (1бар=100КПа).
Второе уменьшенное давление может быть требуемым давлением полустабильного жидкого продукта, рассмотренным выше, например, достаточно низким давлением, при котором можно применять стандартный транспортер для жидкостей, таким как приблизительно 1-10 бар (0,1-1МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа).
Этап уменьшения давления и этап сепарирования могут также содержать уменьшение температуры первого газового продукта до такой уменьшенной температуры, при которой образуются другая газовая фаза и другая жидкая фаза; и сепарирование данных газовой и жидкой фаз от второй жидкой фазы для образования другого газового продукта и другого жидкого продукта, при этом данный жидкий продукт можно комбинировать с первым и/или вторым жидким продуктом, причем комбинированные жидкие продукты хранят в резервуаре для хранения.
Таким образом, этап сепарирования может содержать многочисленные этапы сепарирования. Этап уменьшения давления и этап сепарирования могут содержать один или несколько дополнительных этапов уменьшение давления и сепарирования до этапа хранения. Применение многочисленных этапов помогает обеспечить удаление всех возможных газовых компонентов из жидкого продукта так, что жидкий продукт является действительно стабильным, когда его хранят под относительно низкими давлениями хранения и транспортировки.
Поскольку он находится под повышенным давлением, хранящийся жидкий продукт может содержать часть газового компонента добытой текучей среды.
Давление можно уменьшить, применяя клапан, такой как штуцер или расширитель.
Температуру текучей среды/жидкости можно уменьшать, когда уменьшают давление. Давление можно уменьшать адиабатически. Давление можно уменьшать изотермически.
Жидкую и газовую фазу (фазы) можно сепарировать, применяя один или несколько сепараторов. Сепаратор может сепарировать газ в полученной текучей среде от жидкости в полученной текучей среде. Сепаратор может сепарировать газообразные углеводороды и/или газообразную воду от жидких углеводородов и/или жидкой воды. Газообразные углеводороды могут содержать природный газ и/или нефтяной газ. Жидкие углеводороды могут содержать нефти, легкие нефти и/или конденсаты.
Сепаратор можно соединять со скважиной трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Сепаратор можно соединять с эксплуатационным райзером, соединенным со скважиной трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Сепаратор можно соединять с резервуаром для хранения посредством по меньшей мере одного трубного узла, такого как жесткий или гибкий трубный узел. Сепаратор можно соединять с любым возможным последующим или предыдущим сепаратором трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел.
До входа в сепаратор, полученную текучую среду можно предварительно охлаждать и/или можно удалять из нее песок/грязь, что можно проводить под водой или на верхнем строении. Данное может улучшать сепарацию природного газа и нефтяного газа от конденсатов и воды. Предварительное охлаждение можно проводить до или после этапа уменьшения давления. Полученная текучая среда может быть беспримесным притоком к скважине.
Способ может содержать охлаждение добытой текучей среды. Данное может проходить до или после этапа уменьшения давления. Данное может проходить до этапа сепарации. Полученная на скважине текучая среда может обычно иметь высокую температуру, например, 50-200°C или 100-150°C. Полученную текучую среду можно охлаждать до пониженной температуры, предпочтительно около температуры окружающего воздуха, предпочтительно, около 10-50°C, предпочтительно, около 20-40°C, предпочтительно, 30°C. Данное можно называть температурой обработки.
После охлаждения этап (этапы) уменьшения давления этап (этапы) сепарации жидкого продукта могут продолжаться, по существу, изотермически. Альтернативно, жидкий продукт можно охлаждать перед каждым этапом сепарации для неоднократного снижения температуры жидкого продукта к температуре окружающей среды. Данное может проходить до, во время или после соответствующего этапа уменьшения давления.
Предпочтительно, температура жидкого продукта на (финальном) этапе сепарации (например, этап сепарации перед этапом хранения) может быть близкой к температуре окружающей среды и, предпочтительно, выше температуры окружающей среды, такой как 30°C или 40°C. Получение данной температуры, которая близка или немного выше, температуры окружающей среды означает, что полученная полустабильная жидкость должна оставаться полустабильный, если поддерживается под давлением, не требуя охлаждения во время хранения и транспортировки. Если (финальный) этап сепарации прошел при температуре ниже температуры окружающей среды, и если жидкий продукт потом нагрели до температуры окружающей среды, полустабилизированная жидкость может стать нестабильной. Данное исключено, если (финальный) этап сепарации проходит при температуре окружающей среды или более высокой температуре.
С помощью выбора температуры и давления, при которых проходит сепарация, можно управлять как температурой конденсации углеводородного газового продукта, так и давлением /температурой при которых углеводородный жидкий продукт становится стабильным.
Сепаратор может быть первым сепаратором.
Сепарированный газовый продукт может проходить до второго сепаратора, предпочтительно через охлаждающий аппарат. Охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор могут действовать, очищая природный газ посредством конденсирования любой остающейся воды или нефтяного газа с выходом из газового продукта. Газ можно охлаждать приблизительно до температуры окружающей среды второго сепаратора (например, температуры морской воды) и, предпочтительно, ниже температуры гидратообразования. Температуру выбирают в зависимости от требований спецификации газового продукта. Охлажденный газовый продукт (который может теперь содержать газовую фазу и жидкость) может затем проходить через второй сепаратор для сепарирования конденсированной жидкости из газа. Конденсированную (жидкую) воду и конденсированный (жидкий) нефтяной газ можно подавать в сепарированную жидкую фазу на выходе из первого сепаратора. Конденсированную жидкую воду и жидкую нефть можно подавать в сепарированный жидкий компонент на выходе из первого сепаратора. Конденсированную жидкую воду и сжиженный нефтяной газ предпочтительно подают в сепарированный жидкий компонент выше по потоку от третьего сепаратора (см. ниже). Альтернативно, вместе с тем, конденсированную жидкость можно подавать в сепарированный жидкий компонент ниже по потоку от третьего сепаратора (см. ниже).
Охлаждающий аппарат и/или сепаратор можно соединить с первым сепаратором трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел.
Когда способ выполняют под водой, газовый райзер можно соединить с газовым выходом первого сепаратора и/или охлаждающего аппарата и/или второго сепаратора для транспортировки газового продукта с морского дна на поверхность, например, на платформу такую как работающая без обслуживающего персонала добывающая платформа.
Охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор можно соединять с выходом жидкости первого сепаратора трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел.
Охлаждающий аппарат может быть активным охлаждающим аппаратом или пассивным охлаждающим аппаратом. Трубу (трубы), трубопровод (трубопроводы) и/или трубный узел (трубные узлы) можно также применять для охлаждения, т.е. в процессе транспортировки текучей среды на некоторое расстояние по меньшей мере для помощи в достижении требуемой температуры использовать температуру окружающей среды (такой как морская вода) для охлаждения.
Как рассмотрено выше, из сепарированного жидкого компонента на выходе из первого сепаратора можно удалять любой остающийся газ (например, природный газ), предпочтительно, с применением третьего сепаратора. Следует отметить, что обозначение ʺтретийʺ здесь не обязательно указывает на присутствие второго сепаратора (см. выше), например, когда второй сепаратор отсутствует, можно для ясности считать третий сепаратор вторым сепаратором. Данное может быть достигнуто посредством уменьшения давления сепарированного жидкого компонента, например, с применением штуцера или расширителя, для обеспечения испарения газа. Давление можно уменьшить приблизительно до 1-10 бар (0,1-1МПа), предпочтительно 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно 5 бар (0,5МПа). Данный газ можно затем сепарировать от жидкости с применением третьего сепаратора. Данный газ можно подать в сепарированный газовый продукт на выходе из первого сепаратора, предпочтительно, ниже по потоку от охлаждающего аппарата и/или второго сепаратора. Данный газ можно подать в сепарированный газовый продукт, выходящий из первого сепаратора, применяя эжектор, который может быть сдвоенным или строенным эжектором. Эжектор может быть необходим, поскольку газ, сепарированный с применением сепаратора, может иметь более высокое давление, чем остающийся газ, удаленный из жидкого компонента, поскольку жидкому компоненту может быть необходимо пройти дополнительный этап (этапы) уменьшения давления в сравнении с газовым продуктом, выходящим из первого сепаратора. Эжектор применяет энергию в потоке текучей среды более высокого давления (сепарированный газовый компонент) для захвата и сжатия потока текучей среды более низкого давления (остающийся газ, удаленный из жидкого компонента) до промежуточного давления. Альтернативно или дополнительно, можно применять компрессор.
Газ, удаленный с применением третьего сепаратора можно подавать в сепарированный газовый компонент на выходе из первого сепаратора, выше по потоку от второго сепаратора и/или охлаждающего аппарата.
Газ, удаленный с применением третьего сепаратора, можно подавать в охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор.
Газ, удаленный из третьего сепаратора, можно подавать в полученную текучую среду выше по потоку от первого сепаратора.
Газ, удаленный с применением третьего сепаратора, можно сжимать (что можно считать повторным сжатием), направляя в газовый поток (высокого давления) выходящий на выходе из первого сепаратора.
В любой из данных опций может быть необходимо увеличивать давление газа, удаленного из третьего сепаратора. Данное можно выполнить, применяя компрессор. Альтернативно, указанное можно выполнить, применяя эжектор (эжекторы), при этом по меньшей мере часть газа, выпускаемого из первого сепаратора, охлаждающего аппарата, второго сепаратора и/или компрессора, ниже по потоку от второго сепаратора, применяется эжектором (эжекторами) для увеличения давления газа, удаленного из третьего сепаратора. Остаток газового продукта, выпускаемого из первого сепаратора, охлаждающего аппарата, второго сепаратора и/или компрессора ниже по потоку от второго сепаратора может переходить в транспорт газа и/или на осушку.
Газовый продукт ниже по потоку от первого сепаратора, и предпочтительно, ниже по потоку от охлаждающего аппарата, второго сепаратора, компрессора и/или эжектора, может проходить в трубу для его приема на берегу, или обратно в основное устройство, или в систему осушки, или в (подводный) компрессор, или в райзер, или на платформу. Газовый продукт может иметь пригодное для транспортировки состоянии, при этом его можно транспортировать на дальнее расстояние, или может требоваться дополнительная обработка. После сепарации от жидкого компонента газовый компонент можно сжимать и/или олаждать.
Сепарирование газового компонента от жидкого компонента, и хранение жидкого компонента, как рассмотрено выше, является предпочтительным, поскольку обеспечивает газу только транспортировку от скважины. Обычно, все продукты в полученном потоке текучей среды транспортируют от скважины. В подводной скважине, если всю полученную текучую среду транспортируют в верхнее строение, то вследствие присутствия жидкого компонента, имеется большая потеря давления от большого гидростатического давления. Сепарирование и хранение жидкого компонента, предпочтительно, под водой, исключает данную большую потерю давления в газе, транспортируемом в верхнее строение. Таким образом, скважину можно эксплуатировать при пониженном давлении с помощью сепарирования и хранения жидкого компонента под водой. Таким образом, способ может содержать подачу газового продукта на площадку верхнего строения и содержание жидкого продукта на подводной площадке.
Давление жидкого компонента можно уменьшить, применяя штуцер или расширительный клапан, как рассмотрено выше. Дополнительно /альтернативно, можно применять нагревающее средство.
После этапа сепарации жидкий продукт может проходить через теплообменник, предпочтительно, охлаждающий аппарат и/или насос и в резервуар для хранения. Теплообменник может быть соединен с (первым) сепаратором или штуцером или расширителем или третьим сепаратором трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Теплообменник может быть активным или пассивным теплообменником, предпочтительно, активным или пассивным охлаждающим аппаратом. Температура хранящейся текучей среды может иметь величину между скважинной температурой и температурой окружающей среды (например, морской воды, когда бак расположен под водой), или близкую к температуре окружающей среды. Температура может быть около 30°C или 40°C.
Температуру жидкого продукта выбирают /регулируют в зависимости от давления, при котором его хранят (которое может быть связано с глубиной моря), или давления, при котором его транспортируют, а также свойств жидкого продукта (например, композиции). Температура может иметь величину между температурой среды, окружающей резервуар для хранения и температурой, при которой образуются гидраты в жидком продукте.
Жидкий продукт можно перекачивать из резервуара для хранения в транспортер, применяя насос. Предпочтительно, вместе с тем, пассивное перемещение. Пассивное перемещение можно получить, применяя увеличенное давление жидкого продукта в резервуаре для хранения для перемещения жидкого продукта. Например, когда резервуар для хранения расположен под водой, и транспортер расположен на поверхности моря, гидростатическое давление на площадке резервуара для хранения можно применять для перемещения жидкого продукта в транспортер.
Резервуар для хранения может представлять собой резервуар для хранения эластичного типа, такой как резервуар для хранения Kongsberg. Резервуар для хранения может представлять собой бетонный резервуар для хранения.
Резервуар для хранения может иметь объем между приблизительно 1000 м3 и 50000 м3, предпочтительно, между приблизительно 5000 м3 и 10000 м3, и, предпочтительно, приблизительно 7500 м3. Данные объемы являются предпочтительными для обеспечения нескольких дней или недель добычи из скважины до заполнения резервуара. Дополнительно, данные объемы могут приблизительно соответствовать объему обычного транспортера, такого как судно для СНГ. При этом, если объем резервуара для хранения превышает объем транспортера, тогда можно применять многочисленные рейсы и/или многочисленные транспортеры для опорожнения резервуара. Объем обычного транспортера может иметь величину между приблизительно 1000 м3 и 30000 м3, предпочтительно, между приблизительно 5000 м3 и 25000 м3, и, предпочтительно, приблизительно 22500 м3.
При хранении жидкого продукта в резервуаре для хранения жидкая вода может сепарироваться со временем от жидких углеводородов. Жидкость вода должна проявлять тенденцию опускаться на дно, и жидкие углеводороды должны проявлять тенденцию всплывать в резервуаре. Данную сепарацию можно использовать для дополнительного очищения жидких углеводородов в жидком продукте посредством удаления воды. Например, когда жидкий продукт перекачивают из резервуара для хранения в транспортер, относительно чистые жидкие углеводороды можно перекачивать на первую площадку (например, первый резервуар) в транспортере (или в первый транспортер), а сепарированную воду во вторую площадку (например, второй резервуар) в транспортере (или во второй транспортер). Такой способ можно также применять для сепарирования углеводородов отличающейся плотности. Если труба для перемещения жидкости прикреплена к верху резервуара, более легкую жидкость (например, жидкие углеводороды) можно перекачивать из резервуара первой, а более тяжелую жидкость (например, воду) можно перекачивать из резервуара второй. Если труба для перемещения жидкости прикреплена к низу резервуара, более тяжелую жидкость (например, воду) можно перекачивать из резервуара первой, а более легкую жидкость (например, жидкие углеводороды) можно перекачивать из резервуара второй. Таким образом, предпочтительно, соединять трубу для перемещения жидкости из резервуара для хранения в транспортер с верхом или с низом резервуара.
Резервуар для хранения можно, предпочтительно, устанавливать под водой, например, на морском дне. Данное является предпочтительным, поскольку гидростатическое давление окружающей морской воды может нагнетать давление в жидком компоненте и, следовательно, полустабилизировать его при хранении. Дополнительно, размещение резервуара для хранения на морском дне уменьшает потребность в больших конструкциях на поверхности, что может быть особенно полезным, если требуется работающая без обслуживающего персонала добывающая платформа. Резервуар для хранения эластичного типа может быть особенно предпочтительным, поскольку жидкий компонент можно перекачивать из резервуара для хранения эластичного типа с использованием гидростатического давления окружающей воды, как известно в технике. Дополнительно, установка резервуара для хранения на морском дне, в сравнении с установкой резервуара для хранения в верхнем строении, может уменьшить перепад давления внутри и снаружи резервуара и, следовательно, может уменьшить напряжения в стенках резервуара. При этом, предпочтительно, имеется снижение требований к резервуару по способности выдерживать большие перепады давления.
Альтернативно, вместе с тем, резервуар для хранения можно предусмотреть на поверхности моря. Например, резервуар для хранения может быть судном для СНГ, предпочтительно, стационарным (например, пришвартованным или поставленным на якорь близи скважины) и, предпочтительно, модернизированным, соответственно для работы в качестве подходящего резервуара для хранения.
По меньшей мере часть этапов уменьшения давления и/или сепарирования можно выполнять на подводной площадке, такой как морское дно. Например, (первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, штуцер или расширитель, теплообменники и/или третий сепаратор можно устанавливать под водой. Выполнение этапа сепарирования под водой уменьшает потребность в больших конструкциях на поверхности, что может быть особенно полезным, если требуется работающая без обслуживающего персонала добывающая платформа.
Альтернативно /дополнительно, по меньшей мере часть этапов уменьшения давления и/или сепарирования можно выполнять на площадке верхнего строения.
Таким образом, этапы уменьшения давления, сепарирования и хранения представленного способа можно выполнять в море. Этап хранения может содержать хранение полустабилизированного жидкого компонента под давлением на подводной площадке. Жидкий продукт можно герметизировать (например, держать под давлением), используя давление окружающей среды резервуара для хранения. Когда этап хранения выполняют в море, само море можно использовать для обеспечения давления для хранения жидкого продукта. Таким образом, изобретатели признали, что локальную окружающую среду морской эксплуатационной скважины можно использовать для стабилизации полустабилизированного жидкого продукта добытой текучей среды.
Дополнительно, теплообменник и/или насос можно устанавливать под водой. Альтернативно, данные компоненты можно установить на площадке верхнего строения.
Эжектор и/или компрессор можно, предпочтительно, устанавливать под водой, но можно устанавливать на верхнем строении.
По меньшей мере некоторые из всех компонентов, рассмотренных в связи с этапами уменьшения давления, сепарирования и хранения можно, предпочтительно, устанавливать под водой, но можно устанавливать на верхнем строении.
Выполнение хранения и других этапов способа, может проходить на глубине от около 50 м до около 10000 м, предпочтительно, от около 70 м до около 1000 м. Данные глубины могут обеспечивать оптимальное давление для создания и хранения полустабилизированного жидкого продукта.
Эжектор можно смонтировать на (первом) сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на (первом) сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на охлаждающем аппарате. Эжектор можно смонтировать на охлаждающем аппарате. Штуцер или расширитель можно смонтировать на втором сепараторе. Эжектор можно смонтировать на втором сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на третьем сепараторе. Эжектор (эжекторы) и/или компрессор (компрессоры) можно смонтировать на третьем сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на теплообменнике. (Первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, эжектор (эжекторы) и/или компрессор (компрессоры), штуцер или расширитель, третий сепаратор и/или теплообменник могут быть физически прикреплены друг к другу в одном интегральном блоке. Насос можно смонтировать с резервуаром для хранения, или может быть отдельным от резервуара для хранения. (Первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, эжектор (эжекторы) и/или компрессор (компрессоры), штуцер или расширитель, третий сепаратор, теплообменник и/или насос можно смонтировать с резервуаром для хранения, или отдельно от резервуара для хранения. Альтернативно, по меньшей мере некоторые из данных компонентов можно соединить трубными узлами, как рассмотрено выше. Трубные узлы могут иметь длину приблизительно 50 м.
По меньшей мере некоторые компоненты, рассмотренные выше в связи со способом, могут образовать часть сооружения обработки. Сооружение обработки можно устанавливать под водой.
Первый, второй, третий или четвертый сепаратор могут быть горизонтальным сепаратором, вертикальным сепаратором, сферическим сепаратором, скруббером, циклонным скруббером, газожидкостным цилиндрическим циклонным сепаратором (GLCC) или сепарирующим устройством, показанным в публикации WO 2015/118072. В другом аспекте изобретение предлагает систему для обработки текучей среды, добытой из скважины, добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, система содержит: средство для уменьшения давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза; средство для сепарирования газовой фазы от жидкой фазы, таким образом, производящее газовый продукт и жидкий продукт; и резервуар для хранения жидкого продукта под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время хранения, при этом уменьшенное давление больше атмосферного давления.
В общем, система может быть любой системой с функциональными возможностями для выполнения любого из рассмотренных выше способов, и может содержать любой из рассмотренных выше признаков.
Сепарирующее средство может быть любым средством с функциональными возможностями выполнения указанного, таким как один или несколько сепараторов, охлаждающих аппаратов, насосов и/или теплообменников.
Уменьшающее давление средство может быть любым средством с функциональными возможностями выполнения указанного, таким как один или несколько расширителей или штуцеров или клапанов.
Система может содержать: перемещающее средство для перемещения жидкого продукта из резервуара для хранения в транспортер для жидкости; и транспортер для жидкости для транспортировки жидкого продукта на другую площадку, применяя транспортер для жидкости, причем перемещающее средство и транспортер для жидкости выполнены так, что перемещение и транспортировка может проходить под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения и транспортировки.
Транспортер для жидкости может быть судном. Транспортер для жидкости может быть танкером для СНГ, таким как судно для СНГ. Транспортер для жидкости может иметь функциональные возможности транспортировка жидкого продукта под давлением. Транспортер для жидкости может иметь функциональные возможности транспортировки жидкого продукта под давлением величиной приблизительно 1-10 бар (0,1-1МПа), предпочтительно, 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно, 5 бар (0,5МПа). Транспортер для жидкости может быть полностью герметичным или не полностью герметичным транспортером для жидкости, таким как стандартное или герметичное судно для СНГ.
Перемещающее средство может содержать трубу, ведущую из резервуара для хранения в транспортер для жидкости. Перемещающее средство может содержать насос для активной перемещения жидкости. Альтернативно, насос можно не предусматривать, и жидкость можно перекачивать пассивно.
Система может содержать: второе перемещающее средство для перемещения жидкого продукта из транспортера для жидкости на другую площадку, причем второе перемещающее средство выполнено так, что перемещение может проходить под давлением, при котором жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения; и другой средство для уменьшения давления жидкого продукта до атмосферного давления на другой площадке.
Второе перемещающее средство может содержать трубу, ведущую из транспортера для жидкости на другую площадку. Второе перемещающее средство может содержать насос для активной перемещения жидкости. Альтернативно, насос можно не предусматривать и жидкость можно перекачивать пассивно.
Скважина, уменьшающее давление средство, сепарирующее средство, резервуар для хранения и/или первое перемещающее средство можно расположить в море, предпочтительно, под водой. Другой площадкой может быть площадка на берегу. Площадка на берегу может содержать второй резервуар для хранения.
Уменьшающее давление средство может быть любым средством для уменьшения давления, таким как один или несколько клапанов, штуцеров и/или расширителей.
Система может также содержать охлаждающий аппарат на другой площадке для охлаждения жидкого продукта для образования стабилизированного жидкого продукта на берегу. Охлаждающий аппарат можно располагать выше по потоку или ниже по потоку от уменьшающего давление средства на другой площадке.
Полученная текучая среда из скважины может содержать газовый компонент и жидкий компонент. Обычно полученная текучая среда может содержать, или состоять из газообразных углеводородов, жидких углеводородов и воды. Жидкие углеводороды могут быть нефтью и/или могут быть конденсатами и/или СНГ. Конденсат может быть конденсатом природного газа.
Система может содержать сепаратор для сепарирования газовой фазы от жидкой фазы.
Можно применять множество сепараторов для сепарирования газового компонента от жидкого компонента.
Полученную текучую среду можно сепарировать, применяя сепаратор. Сепаратор может сепарировать газовую фазу от жидкой фазы. Сепаратор может сепарировать газообразные углеводороды и газообразную воду от жидких углеводородов и жидкой воды. Газообразные углеводороды могут содержать природный газ и/или нефтяной газ. Жидкие углеводороды могут содержать нефти, легкие нефти и/или конденсаты.
Сепаратор может быть соединен со скважиной трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Сепаратор может быть соединен с эксплуатационным райзером, соединенным со скважиной трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Сепаратор может быть соединен с резервуаром для хранения по меньшей мере одним трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел.
До входа в сепаратор уменьшают давление добытой текучей среды и могут выполнять предварительное охлаждение и/или могут удалять осадок/песок/грязь из нее. Таким образом, система может содержать аппарат предварительного охлаждения и/или сепаратор осадка/песка/грязи выше по потоку от сепаратора и выше по потоку и/или ниже по потоку от уменьшающего давление средства. Указанное может улучшить сепарацию природного газа и нефтяного газа от конденсатов и воды. Полученная текучая среда может быть беспримесным притоком скважины.
Сепаратор может быть первым сепаратором.
Система может содержать охлаждающий аппарат ниже по потоку от первого сепаратора, соединенный с выходом газового продукта первого сепаратора. Система может содержать второй сепаратор ниже по потоку от первого сепаратора соединенный с выходом газового продукта первого сепаратора. Второй сепаратор может, предпочтительно, располагаться ниже по потоку от охлаждающего аппарата.
Сепарированный газовый продукт может проходить до второго сепаратора, предпочтительно, через охлаждающий аппарат. Охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор могут очищать природный газ посредством конденсации любой остаточной воды или нефтяного газа из газового компонента. Охлажденный газовый продукт (который может теперь содержать жидкости) может затем проходить через второй сепаратор для сепарирования конденсированной жидкости из газа. Конденсированную (жидкую) воду и конденсированный (жидкий) нефтяной газ можно подать на выход сепарированного жидкого продукта из первого сепаратора. Конденсированную жидкую воду и жидкий нефтяной газ, предпочтительно, подают в сепарированный жидкий продукт выше по потоку от третьего сепаратора (см. ниже). Альтернативно, вместе с тем, конденсированную жидкость можно подать в сепарированный жидкий компонент ниже по потоку от третьего сепаратора (см. ниже).
Охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор можно соединять с первым сепаратором трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Можно соединить газовый райзер с выходом газа первого сепаратора и/или охлаждающего аппарата и/или второго сепаратора для транспортировки газа от морского дна на поверхность, например, на платформу такую как работающая без обслуживающего персонала добывающая платформа.
Охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор можно соединять с выходом жидкости первого сепаратора трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел.
Охлаждающий аппарат может быть активным охлаждающим аппаратом или пассивным охлаждающим аппаратом.
Система может содержать третий сепаратор ниже по потоку от первого сепаратора, соединенный с выходом жидкого продукта первого сепаратора. Система может содержать штуцер или расширитель или клапан ниже по потоку от первого сепаратора, соединенный с выходом жидкого компонента первого сепаратора. Третий сепаратор может, предпочтительно, располагаться ниже по потоку от штуцера или расширителя или клапана.
Сепарированный жидкий продукт, на выходе из первого сепаратора, может дополнительно лишаться газовых компонентов (например, природного газа) удаленных из него, предпочтительно, с применением третьего сепаратора. Данное может быть достигнуто посредством уменьшения давления сепарированного жидкого продукта, на выходе из первого сепаратора, например, с применением расширителя, для обеспечения испарения газа. Давление можно уменьшить приблизительно до 1-10 бар (0,1-1МПа), предпочтительно, 5-10 бар (0,5-1МПа), предпочтительно, 5 бар (0,5МПа). Данный газ можно затем сепарировать от жидкости с применением третьего сепаратора, который может быть, например, сепарирующим устройством, показанным в публикации WO 2015/118072.
Выход газа третьего сепаратора можно соединять с выходом газа из первого сепаратора, либо выше по потоку или ниже по потоку от охлаждающего аппарата и/или второго сепаратора, или в охлаждающий аппарат и/или второй сепаратор.
Система может содержать эжектор для увеличения давления выхода газа из третьего сепаратора. Эжектор можно применять для подачи выхода газа из третьего сепаратора в выход газа из первого /второго сепаратора или полученную текучую среду. Дополнительно/альтернативно, можно применять компрессор для повторного сжатия газового продукта, выпускаемого из третьего сепаратора, при этом его можно подавать в газ, выпускаемый из второго сепаратора и/или в полученную текучую среду. Эжектор может быть сдвоенным или строенным эжектором.
Система может содержать трубу для транспортировки очищенного газового продукта (т.е. газового продукта ниже по потоку от первого сепаратора и предпочтительно, ниже по потоку от охлаждающего аппарата, второго сепаратора и/или эжектора/компрессора). Труба может принимать газ на берег, или обратно в основное устройство, или в систему осушки, или в (подводный) компрессор, или в райзер, или на платформу. Система может поэтому содержат любой из данных признаков.
Уменьшающее давление средство может содержать один или несколько клапанов/штуцеров или расширителей. Уменьшающее давление средство можно установить выше по потоку и/или ниже по потоку от первого сепаратора. Его можно соединить ниже по потоку от первого сепаратора и можно выполнять с возможностью приема жидкого продукта с выхода жидкости первого сепаратора. Уменьшающее давление средство может располагаться между первым и третьим сепараторами и/или выше по потоку от первого сепаратора. Система может содержать теплообменник ниже по потоку от сепарирующего средства. Теплообменник можно выполнять с возможностью регулирования температуры жидкого продукта. Система может содержать насос ниже по потоку от сепарирующего средства. Насос можно выполнять с возможностью перемещения жидкого продукта. Насос можно расположить ниже по потоку от теплообменника. Насос и/или теплообменник можно расположить выше по потоку от резервуара для хранения. Насос можно применять для перемещения жидкого продукта в резервуар для хранения. Теплообменник может нагревать или охлаждать жидкий продукт до требуемой температуры хранения.
Таким образом, жидкий продукт может проходить через теплообменник, который может быть охлаждающим аппаратом или нагревателем, и/или насос и в резервуар для хранения. Теплообменник можно соединять с (первым) сепаратором или штуцером или расширителем или третьим сепаратором трубным узлом, таким как жесткий или гибкий трубный узел. Теплообменник может быть активным или пассивным теплообменником, предпочтительно, активным или пассивным охлаждающим аппаратом.
Система может содержать (второй) насос для перемещения жидкого продукта из резервуара для хранения в транспортер. Предпочтительно, вместе с тем, перемещение может проходить пассивно.
Резервуар для хранения может содержать резервуар для хранения эластичного типа, такой как резервуар для хранения Kongsberg. Резервуар для хранения может представлять собой бетонный резервуар для хранения.
Резервуар для хранения может иметь объем между приблизительно 1000 м3 и 50000 м3, предпочтительно, между приблизительно 5000 м3 и 10000 м3, и предпочтительно, приблизительно 7500 м3. Данные объемы являются предпочтительными для обеспечения нескольких дней или недель добычи из скважины до заполнения резервуара для хранения. Дополнительно, данные объемы могут приблизительно соответствовать объему обычного транспортера, такого как судно для СНГ. Объем обычного транспортера может иметь величину между приблизительно 1000 м3 и 30000 м3, предпочтительно, между приблизительно 5000 м3 и 25000 м3, и предпочтительно, приблизительно 22500 м3.
Система может содержать трубу, соединенную с резервуаром для хранения, для перемещения хранящегося жидкого продукта на транспортер для жидкости. Предпочтительно, трубу соединяют с верхом или низом резервуара. (Второй) насос можно соединять с трубой.
Резервуар для хранения можно, предпочтительно, устанавливать под водой, например, на морском дне. Альтернативно, вместе с тем, резервуар для хранения можно предусматривать на морской поверхности.
По меньшей мере часть сепарирующего средства можно установить на подводной площадке, такой как морское дно. Например, (первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, нагреватель, клапан/штуцер или расширитель и/или третий сепаратор можно устанавливать под водой. Альтернативно, по меньшей мере часть этапа сепарирования можно выполнять на площадке верхнего строения.
Таким образом, средство для герметизации (например, поддержания под давлением) жидкого продукта и резервуар для хранения можно установить в море. Резервуар для хранения можно установить на подводной площадке. Жидкий продукт можно хранить под давлением, используя давление среды, окружающей резервуар для хранения.
По меньшей мере некоторую часть технологического оборудования системы можно установить на подводной площадке. Например, (первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, штуцер /клапан /расширитель и/или третий сепаратор можно устанавливать под водой. Дополнительно, теплообменник и/или насос можно устанавливать под водой. Штуцер/расширитель и/или третий сепаратор можно устанавливать под водой. Альтернативно, по меньшей мере часть данных компонентов можно установить на площадке верхнего строения. Предпочтительно, система может быть выполнена так, что жидкость остается под водой от скважины до хранилища. Газ может быть подан в верхнее строение. Указанное обеспечивает работу скважины под более низкими давлениями.
Эжектор/компрессор можно, предпочтительно, устанавливать под водой, но можно устанавливать на верхнем строении.
Под водой компоненты могут находиться на глубине от около 50 м до 10000 м, предпочтительно, от около 70 м до 1000 м.
Эжектор/компрессор можно смонтировать на (первом) сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на (первом) сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на охлаждающем аппарате. Эжектор/компрессор можно смонтировать на охлаждающем аппарате. Штуцер или расширитель можно смонтировать на втором сепараторе. Эжектор/компрессор можно смонтировать на втором сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на третьем сепараторе. Эжектор/компрессор можно смонтировать на третьем сепараторе. Штуцер или расширитель можно смонтировать на теплообменнике. Третий сепаратор можно смонтировать на теплообменнике. (Первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, эжектор/компрессор, штуцер или расширитель, третий сепаратор и/или теплообменник могут быть физически прикреплены друг к другу в одном интегральном блоке. Насос может быть смонтирован с резервуаром для хранения, или может отдельно от резервуара для хранения. (Первый) сепаратор, охлаждающий аппарат, второй сепаратор, эжектор/компрессор, штуцер или расширитель, третий сепаратор, теплообменник и/или насос можно смонтировать с резервуаром для хранения или отдельно от резервуара для хранения. Альтернативно, по меньшей мере некоторые из данных компонентов можно соединять трубными узлами, как рассмотрено выше. Трубные узлы могут иметь длину приблизительно 50 м.
Первый, второй, третий или четвертый сепаратор могут быть горизонтальными сепараторами, вертикальными сепараторами, сферическими сепараторами, скрубберами, циклонными скрубберами или газожидкостными цилиндрическими циклонными сепараторами (GLCC) или сепарирующими устройствами, показанными в публикации WO 2015/118072
Предпочтительные варианты осуществления описаны ниже только в качестве примера со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показано следующее.
На фиг. 1 показан первый вариант осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 2 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения.
На фиг. 3 показан другой вариант осуществления настоящего изобретения.
На фиг 1, показано оборудование 1 устья скважины газоконденсатного месторождения на морском дне 2. Беспримесный приток к скважине проходит через райзер 3 в работающую без обслуживающего персонала морскую добывающую платформу (UWP) 4 на морской поверхности 5. Беспримесный приток к скважине содержит полученную текучую среду, содержащую воду, природный газ и легкие жидкие углеводороды, а также взвешенные частицы, такие как песок и грязь. Взвешенные частицы можно удалять из беспримесного притока к скважине на UWP 4.
Полученная текучая среда проходит из UWP 4 в средство для создания полустабилизированного жидкого продукта 7, которое установлено на морском дне 2 по гибкому трубному узлу 6. Беспримесный газовый поток, сепарированный от добытой текучей среды можно выпускать из средства для создания жидкого продукта 7 по гибкому трубному узлу 8. Гибкий трубный узел 8 подает очищенный газовый поток в оборудование 9 для обработки газа на UWP 4. Оборудование 9 для обработки газа может содержать компрессор или насос и может применяться для транспортировки газа в основное устройство или на берег по газопроводу.
Поток полустабилизированного жидкого продукта, сепарированного от добытой текучей среды, можно выпускать из средства для создания жидкого продукта 7 по гибкому трубному узлу 10. Жидкий продукт содержит все не газообразные компоненты добытой текучей среды, например, воду, СНГ и легкие нефти, и может включать в себя некоторый компоненты, которые должны быть газообразными в атмосферных условиях. Гибкий трубный узел 10 подает полустабилизированный жидкий продукт в подводный резервуар 11 для хранения. Поскольку резервуар 11 для хранения расположен под водой, жидкий продукт хранится в нем под давлением, давление создается гидростатическим давлением локальной окружающей среды. Данное гидростатическое давление используют для поддержания полустабилизированного жидкого продукта в стабильном состоянии. Между средством для создания жидкого продукта 7 и резервуаром 11 для хранения можно расположить теплообменник и/или насос (не показано).
Перекачивающая труба 12 соединяет резервуар 11 для хранения с морской поверхностью 5. Перекачивающая труба 12 может быть стационарной. Вместе с тем, от перекачивающей трубы 12 не требуется обязательного постоянного присутствия, поскольку резервуар 11 для хранения может набирать жидкий продукт на протяжении дней или недель без опорожнения. Вместе с тем, когда требуется опорожнить резервуар 11 для хранения, перекачивающая труба 12 обеспечивает перемещение жидкого продукта из резервуара 11 для хранения в судно 13 на морской поверхности 5.
Судно 13 поддерживает полустабильный жидкий продукт в стабильном состоянии, поддерживая давление в жидком продукте. Судно 13 можно применять для перемещения стабильной жидкости на берег 14. Жидкий продукт можно поддерживать под давлением во время данного этапа так, что он остается в стабильном состоянии. Жидкий продукт можно затем перекачивать в оборудование 15 обработки на берегу, которое может уменьшать давление жидкого продукта и выполнять дополнительную сепарацию газовых и жидких фаз, полученных при дополнительном уменьшении давления, для образования полностью стабилизированного жидкого продукта при атмосферном давлении.
На фиг. 2, показано оборудование 1 устья скважины газоконденсатного месторождения на морском дне 2. Беспримесный приток к скважине проходит из оборудования 1 устья скважины через райзер 3 в работающую без обслуживающего персонала морскую добывающую платформу 4 (UWP) на морской поверхности 5. Беспримесный приток к скважине содержит полученную текучую среду, содержащую воду, природный газ и легкие жидкие углеводороды, а также взвешенные частицы, такие как песок и грязь. Взвешенные частицы можно удалять из беспримесного притока к скважине на UWP 4.
Полученная текучая среда проходит в средство для создания жидкого продукта 7, которое установлено на UWP 4. Беспримесный газовый поток, сепарированный от добытой текучей среды, можно выпускать из средства для создания жидкого продукта 7 по трубе 8'. Труба 8' подает беспримесный газовый поток в оборудование 9 для обработки газа на UWP 4. Оборудование 9 для обработки газа может содержать компрессор или насос и может применяться для транспортировки газа в основное устройство или на берег по газопроводу.
Поток полустабилизированного жидкого продукта, сепарированного от добытой текучей среды, можно выпускать из средства для создания жидкого продукта 7 по гибкому трубному узлу 10. Жидкий продукт содержит все не газообразные компоненты добытой текучей среды, например, воду, СНГ и легкие нефти, и может включать в себя некоторый компоненты, которые должны быть газообразными в атмосферных условиях. Гибкий трубный узел 10 подает полустабилизированный жидкий продукт в подводный резервуар 11 для хранения. Поскольку резервуар 11 для хранения расположен под водой, жидкий продукт хранится в нем под давлением, давление создается гидростатическим давлением локальной окружающей среды. Данное гидростатическое давление используют для поддержания полустабильного жидкого продукта в стабильном состоянии. Между средством для создания жидкого продукта 7 и резервуаром 11 для хранения можно расположить теплообменник и/или насос (не показано).
Перекачивающая труба 12 соединяет резервуар 11 для хранения с морской поверхностью 5. Перекачивающая труба 12 может быть стационарной. Вместе с тем, для перекачивающей трубы 12 не требуется постоянного присутствия, поскольку резервуар 11 для хранения может набирать жидкий продукт на протяжении дней или недель без опорожнения. Вместе с тем, когда требуется опорожнить резервуар 11 для хранения, перекачивающая труба 12 обеспечивает перемещение жидкого продукта из резервуара 11 для хранения в судно 13 на морской поверхности 5.
Судно 13 поддерживает полустабилизированный жидкий продукт под давлением в стабильном состоянии и может применяться для перемещения полустабильной жидкости на берег 14. Полустабилизированный жидкий продукт можно поддерживать под давлением во время данного этапа так, что он остается в стабильном состоянии. Полустабилизированный жидкий продукт можно затем перекачивать в оборудование 15 обработки на берегу, которое может уменьшать давление жидкого продукта и выполнять дополнительную сепарацию газовых и жидких фаз, полученных при дополнительном уменьшении давления, для образования полностью стабилизированного жидкого продукта.
На фиг. 3 средство для создания полустабилизированного жидкого продукта 7 показано более подробно. Полученная текучая среда входит в первый сепаратор 102 через первую трубу 101.
Полученная текучая среда, выходящая из скважины, обычно имеет высокое давление и температуру. Полученная текучая среда содержит газовые компоненты и жидкости (т.е. компоненты, которые должны быть газом и жидкостями при атмосферных условиях), но вследствие высокого давления полученная текучая среда является жидкостью. Выше по потоку от первого сепаратора 102, полученную текучую среду охлаждают и ее давление уменьшается. При этом образуется газовая фаза и жидкая фаза выше по потоку от первого сепаратора 102. Первый сепаратор 102 сепарирует газовую фазу добытой текучей среды уменьшенного давления от жидкой фазы добытой текучей среды уменьшенного давления, таким образом, образуя первый газовый продукт и первый жидкий продукт.
Газовый продукт выходит через вторую трубу 103 и проходит в охлаждающий аппарат 104, который охлаждает газ, таким образом обеспечивая сжижение любых остаточных тяжелых углеводородов. Охлажденный газовый продукт затем подают во второй сепаратор 105, который сепарирует газ от сжиженных остаточных углеводородов. Очищенный газовый продукт выпускают из второго сепаратора 105 по трубе 106 в эжектор 108. Остаточные тяжелые углеводороды выпускают из второго сепаратора 105 по трубе 107.
Жидкий продукт добытой текучей среды, сепарированный в первом сепараторе 102, выпускают из первого сепаратора 102 по трубе 109. Труба 107 соединяется с трубой 109 выше по потоку от штуцера или расширителя 110. Таким образом, по существу, все жидкие компоненты добытой текучей среды подаются в штуцер или расширитель 110. Штуцер или расширитель 110 применяется для уменьшения давления жидкости. Дополнительно, уменьшение давления жидкости обеспечивает испарение из жидкости любых остаточных газовых компонентов в жидкости. Комбинация жидкости уменьшенного давления и газа проходит в третий сепаратор 111. Давление на данной стадии низкое, но выше атмосферного давления, например, 1-10 бар (0,1-1МПа).
Третий сепаратор 111 выпускает испаренный газ, как второй газовый продукт, по трубе 112. Газ проходит по трубе 112 в эжектор 108. Эжектор объединяет газ низкого давления в трубе 112 с газом высокого давления в трубе 106. Объединенный газ покидает эжектор по гибкому трубному узлу 8 или трубе 8', как показано на фиг. 1 и 2. Альтернативно эжектору можно применять компрессор для сжатия газового продукта в трубе 112.
Третий сепаратор 111 выпускает очищенный жидкий продукт по гибкому трубному узлу 10. Жидкость в гибком трубном узле 10 имеет давление ниже давления в скважине, но больше атмосферного давления. Жидкий продукт поддерживают под давлением в стабильной жидкой фазе.
Дополнительно, вследствие двухстадийной сепарации и обратной подачи газового потока и жидкого потока, выход газового продукта из эжектора 108 содержит, по существу, все из газовых компонентов в полученной текучей среде, и выпускаемые из третьего сепаратора 111 жидкости содержат, по существу, все жидкие компоненты в полученной текучей среде.
Нестабильный жидкий продукт, выпускаемый из третьего сепаратора 111, хранится в резервуаре 11 для хранения, где поддерживается в стабильном состоянии, благодаря хранению под давлением, создаваемым гидростатическим давлением окружающей морской среды. Для обеспечения входа жидкого продукта низкого давления, выпускаемого из третьего сепаратора 111, в герметичный резервуар 11 для хранения, можно предусмотреть насос между третьим сепаратором и резервуаром 11 для хранения. Дополнительно, для хранения жидкого продукта при нужной температуре (например, для поддержания полустабильного жидкого продукта в стабильном состоянии) можно предусмотреть теплообменник между третьим сепаратором 111 и резервуаром 11 для хранения. Теплообменник может нагревать или охлаждать жидкий продукт, при необходимости.

Claims (48)

1. Способ обработки текучей среды, добытой из скважины, причем добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, способ содержит:
уменьшение давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза;
сепарирование газовой фазы от жидкой фазы, таким образом образуя газовый продукт и жидкий продукт; и
хранение жидкого продукта в резервуаре для хранения под давлением, так что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время хранения,
при этом уменьшенное давление больше атмосферного давления,
причем давление жидкого продукта поддерживают, по существу, равным или больше уменьшенного давления на этапе (этапах) сепарации и/или хранения.
2. Способ по п. 1, содержащий:
перемещение жидкого продукта из резервуара для хранения в транспортер для жидкости, при этом перемещение происходит под давлением, так что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения;
и транспортировку жидкого продукта на другую площадку с применением транспортера для жидкости, при этом транспортировка происходит под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время транспортировки.
3. Способ по п. 2, содержащий:
перемещение жидкого продукта на другую площадку, при этом перемещение происходит под давлением, так что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения; и
уменьшение давления жидкого продукта до атмосферного давления.
4. Способ по п. 1, 2 или 3, в котором уменьшенное давление больше 2 бар.
5. Способ по любому из предыдущему пункту, в котором давление жидкого продукта поддерживают, по существу, равным или больше уменьшенного давления на этапе (этапах) перемещения и/или транспортировки.
6. Способ по любому предыдущему пункту, в котором жидкий продукт содержит жидкие углеводороды и воду.
7. Способ по любому предыдущему пункту, в котором этап хранения содержит хранение жидкого продукта на подводной площадке.
8. Способ по п. 7, в котором по меньшей мере частью источника давления для хранения жидкого продукта под давлением является окружающая среда резервуара для хранения.
9. Способ по любому предыдущему пункту, в котором скважина является морской скважиной и этап уменьшения давления, этап сепарирования и этап хранения выполняют в море.
10. Способ по любому предыдущему пункту, в котором этап уменьшения давления и этап сепарирования содержат:
уменьшение давления добытой текучей среды до первого уменьшенного давления так, что образуются первая газовая фаза и первая жидкая фаза;
сепарирование первой газовой фазы от первой жидкой фазы для образования первого газового продукта и первого жидкого продукта;
уменьшение давления первого жидкого продукта до второго уменьшенного давления так, что образуются вторая газовая фаза и вторая жидкая фаза; и
сепарирование второй газовой фазы от второй жидкой фазы для образования второго газового продукта и второго жидкого продукта,
при этом второй жидкий продукт является хранящимся жидким продуктом, и
при этом первое уменьшенное давление больше второго уменьшенного давления и второе уменьшенное давление больше атмосферного давления.
11. Способ по п. 10, в котором второй газовый продукт комбинируют с первым газовым продуктом и/или комбинируют с добытой текучей средой.
12. Способ по любому предыдущему пункту, в котором этап уменьшения давления и этап сепарирования содержат:
уменьшение давления добытой текучей среды до первого уменьшенного давления так, что образуется первая газовая фаза и первая жидкая фаза;
сепарирование первой газовой фазы от первой жидкой фазы для образования первого газового продукта и первого жидкого продукта;
уменьшение температуры первого газового продукта до уменьшенной температуры так, что образуются вторая газовая фаза и вторая жидкая фаза; и
сепарирование второй газовой фазы от второй жидкой фазы для образования второго газового продукта и второго жидкого продукта,
при этом второй жидкий продукт объединяют с первым жидким продуктом, объединенные жидкие продукты хранят в резервуаре для хранения.
13. Способ по любому предыдущему пункту, в котором по меньшей мере часть этапа уменьшения давления и/или этапа сепарирования выполняют на подводной площадке.
14. Способ по п. 13, содержащий подачу газового продукта на площадку верхнего строения и поддержание жидкого продукта на подводной площадке.
15. Система для обработки текучей среды, добытой из скважины, причем добытая текучая среда является текучей средой высокого давления, система содержит:
средство для уменьшения давления текучей среды до уменьшенного давления так, что образуются газовая фаза и жидкая фаза;
средство для сепарирования газовой фазы от жидкой фазы, таким образом образуя газовый продукт и жидкий продукт; и
резервуар для хранения жидкого продукта под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время хранения,
средство для уменьшения давления, выполненное так, что уменьшенное давление больше атмосферного давления,
причем давление жидкого продукта поддерживается, по существу, равным или больше уменьшенного давления во время сепарации и/или хранения.
16. Система по п. 15, содержащая:
перемещающее средство для перемещения жидкого продукта из резервуара для хранения в транспортер для жидкости; и
транспортер для жидкости для транспортировки жидкого продукта на другую площадку с применением транспортера для жидкости,
перемещающее средство и транспортер для жидкости выполнены так, что перемещение и транспортировка может проходить под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения и транспортировки.
17. Система по п. 16, содержащая:
второе перемещающее средство для перемещения жидкого продукта из транспортера для жидкости на другую площадку, причем второе перемещающее средство выполнено так, что перемещение может проходить под давлением так, что жидкий продукт остается в стабильной жидкой фазе во время перемещения;
и другое средство для уменьшения давления жидкого продукта до атмосферного давления на другой площадке.
18. Система по п. 15, 16 или 17, выполненная с возможностью выполнения любых способов по пп. 1-14.
RU2018113431A 2015-09-15 2016-09-15 Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины RU2721211C2 (ru)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB1516323.1 2015-09-15
GB1516323.1A GB2544715A (en) 2015-09-15 2015-09-15 Method and system for processing a fluid produced from a well
PCT/NO2016/050187 WO2017048132A1 (en) 2015-09-15 2016-09-15 Method and system for processing a fluid produced from a well

Publications (3)

Publication Number Publication Date
RU2018113431A RU2018113431A (ru) 2019-10-17
RU2018113431A3 RU2018113431A3 (ru) 2019-12-02
RU2721211C2 true RU2721211C2 (ru) 2020-05-18

Family

ID=54363200

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018113431A RU2721211C2 (ru) 2015-09-15 2016-09-15 Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины

Country Status (9)

Country Link
US (2) US10738585B2 (ru)
AU (1) AU2016324895B2 (ru)
BR (1) BR112018005050B1 (ru)
CA (1) CA2998743A1 (ru)
GB (2) GB2544715A (ru)
MX (1) MX2018003166A (ru)
NO (1) NO20180425A1 (ru)
RU (1) RU2721211C2 (ru)
WO (1) WO2017048132A1 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2544715A (en) * 2015-09-15 2017-05-31 Statoil Petroleum As Method and system for processing a fluid produced from a well
GB2554075B (en) 2016-09-15 2021-05-19 Equinor Energy As Optimising fire protection for an offshore platform
GB2554077B (en) 2016-09-15 2021-05-19 Equinor Energy As Handling of hydrocarbons on an offshore platform
GB2560378B (en) 2017-03-10 2022-05-18 Equinor Energy As Power supply system for an offshore platform
GB2566502B (en) * 2017-09-15 2021-06-09 Equinor Energy As Offshore wellhead platform
NO346560B1 (en) 2018-04-24 2022-10-03 Equinor Energy As System and method for offshore hydrocarbon Processing
GB2584079B (en) * 2019-05-13 2022-02-09 Equinor Energy As A method and system for preparing a fluid produced at an offshore production facility for transportation
GB2585368B (en) * 2019-06-28 2022-02-16 Equinor Energy As A method and system for preparing and transporting a fluid produced at an offshore production facility
GB2588602B (en) * 2019-10-25 2022-02-23 Equinor Energy As Operation of an unmanned production platform

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0165343A1 (en) * 1984-06-22 1985-12-27 Fielden Petroleum Development Inc. Process for selectively separating petroleum fractions
GB2186283A (en) * 1986-02-10 1987-08-12 Humphreys & Glasgow Ltd Treatment of oil
WO1998001335A1 (en) * 1996-07-01 1998-01-15 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Process, plant and overall system for handling and treating a hydrocarbon gas from a petroleum deposit
WO2000057102A1 (en) * 1999-03-23 2000-09-28 Exxonmobil Upstream Research Company Improved systems and methods for producing and storing pressurized liquefied natural gas
US8273151B2 (en) * 2007-10-09 2012-09-25 Saipem S.A. Horizontal liquid/gas separation device, and separation method, in particular for the liquid and gaseous phases of a crude oil
WO2015082543A1 (en) * 2013-12-03 2015-06-11 Kongsberg Oil & Gas Technologies As Subsea storage system with multiple flexible storage bags and method for filling and εμρτυινg such subsea storage system

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB2186238A (en) 1986-02-11 1987-08-12 Gerrard Patrick Patterson Trailer
GB2222961B (en) * 1988-08-11 1993-04-14 British Offshore Eng Tech Subsea storage separator unit
US4968332A (en) * 1989-05-08 1990-11-06 Maher Thomas P Separator unit
GB2318306A (en) * 1996-10-18 1998-04-22 Framo Developments Crude oil separator
NO304564B1 (no) * 1996-10-22 1999-01-11 Norske Stats Oljeselskap FremgangsmÕte for Õ behandle en ikke-stabilisert rÕolje
EP1353038A1 (en) * 2002-04-08 2003-10-15 Cooper Cameron Corporation Subsea process assembly
US9353315B2 (en) * 2004-09-22 2016-05-31 Rodney T. Heath Vapor process system
US9776155B1 (en) * 2012-02-02 2017-10-03 EcoVapor Recovery Systems, LLC Hydrocarbon vapor recovery system with oxygen reduction
US9371724B2 (en) * 2012-07-27 2016-06-21 Exxonmobil Upstream Research Company Multiphase separation system
JP6498270B2 (ja) * 2014-03-17 2019-04-10 ハイドロデック・ディベロップメント・コーポレイション・プロプライエタリー・リミテッドＨｙｄｒｏＤｅｃ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ Ｃｏｒｐｏｒａｔｉｏｎ Ｐｔｙ Ｌｔｄ 使用済みオイルの精製
GB2544715A (en) * 2015-09-15 2017-05-31 Statoil Petroleum As Method and system for processing a fluid produced from a well
WO2017083919A1 (en) * 2015-11-16 2017-05-26 Seacaptaur Ip Ltd Subsea oil storage tank pre-separation
US10913012B2 (en) * 2017-09-12 2021-02-09 John Zink Company, Llc Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids
US11480042B2 (en) * 2019-05-24 2022-10-25 John Zink Company, Llc Three-phase separation of hydrocarbon containing fluids

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0165343A1 (en) * 1984-06-22 1985-12-27 Fielden Petroleum Development Inc. Process for selectively separating petroleum fractions
GB2186283A (en) * 1986-02-10 1987-08-12 Humphreys & Glasgow Ltd Treatment of oil
WO1998001335A1 (en) * 1996-07-01 1998-01-15 Den Norske Stats Oljeselskap A.S Process, plant and overall system for handling and treating a hydrocarbon gas from a petroleum deposit
WO2000057102A1 (en) * 1999-03-23 2000-09-28 Exxonmobil Upstream Research Company Improved systems and methods for producing and storing pressurized liquefied natural gas
US8273151B2 (en) * 2007-10-09 2012-09-25 Saipem S.A. Horizontal liquid/gas separation device, and separation method, in particular for the liquid and gaseous phases of a crude oil
WO2015082543A1 (en) * 2013-12-03 2015-06-11 Kongsberg Oil & Gas Technologies As Subsea storage system with multiple flexible storage bags and method for filling and εμρτυινg such subsea storage system

Also Published As

Publication number Publication date
BR112018005050B1 (pt) 2023-10-31
WO2017048132A1 (en) 2017-03-23
GB201516323D0 (en) 2015-10-28
GB2557520A (en) 2018-06-20
CA2998743A1 (en) 2017-03-23
RU2018113431A (ru) 2019-10-17
US20180266229A1 (en) 2018-09-20
GB2557520B (en) 2021-07-14
AU2016324895A1 (en) 2018-04-12
MX2018003166A (es) 2018-06-06
US10738585B2 (en) 2020-08-11
BR112018005050A2 (ru) 2018-10-02
NO20180425A1 (en) 2018-03-26
GB2544715A (en) 2017-05-31
US11149534B2 (en) 2021-10-19
AU2016324895B2 (en) 2020-06-11
GB201804186D0 (en) 2018-05-02
US20200182035A1 (en) 2020-06-11
RU2018113431A3 (ru) 2019-12-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2721211C2 (ru) Способ и система для обработки текучей среды, добытой из скважины
KR101388340B1 (ko) 해저 아래의 저장소로부터 오일 및 중질 가스 유분을 생산하기 위한 시스템, 선박 및 방법
US6537349B2 (en) Passive low pressure flash gas compression system
JP5624612B2 (ja) 混合気体炭化水素成分流及び複数の液体炭化水素成分流を製造する方法、及びそのための装置
EP1957856B1 (en) Process for regasifying a gas hydrate slurry
NO346560B1 (en) System and method for offshore hydrocarbon Processing
US10233738B2 (en) System and method for processing natural gas produced from a subsea well
US20150021235A1 (en) Method and system for providing fuel gas to a topside facility
US10563496B2 (en) Compact hydrocarbon wellstream processing
US20160102262A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
WO2016054695A1 (en) System and method for subsea cooling a wellhead gas to produce a single phase dew-pointed gas
WO2020263102A1 (en) A method and system for preparing and transporting a fluid produced at an offshore production facility
GB2592454A (en) Re-injection of a produced hydrocarbon gas into a hydrocarbon reservoir without gas drying
WO2021206562A1 (en) Processing and transportation of associated gas

Legal Events

Date Code Title Description
HZ9A Changing address for correspondence with an applicant