WO2014178596A1 - 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템 - Google Patents
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Definitions
- the present invention relates to a system for producing crude gas by separating an oil well from a seabed well, and more particularly, to a system for separating an oil well extracted from a production well of a seabed into a gas component, a water component, and a crude oil component. .
- FIG. 1 is a configuration diagram of a system for treating a conventional subsea oil well.
- an oil well extracted from a seabed producing well is subjected to a three-phase separator 10.
- the three-phase separator 10 has a partition wall 11 formed therein, and is divided into a first tank 20 and a second tank 30 with a boundary surface of the partition wall 11, and an empty space is formed thereon. .
- the oil well flowing into the first tank 20 inside the three-phase separator 10 is separated into a gas component, a water component, and a crude oil component.
- the gas component contained in the oil well is separated into the empty space above the three-phase separator 10, and when the oil fluid exceeds the capacity of the first tank 20, a crude oil component having a lower density than the water component flows. Separated to the second tank (30).
- the gas component separated in the three-phase separator 10 is transferred to the gas injection well via the compressor 40, the water component is transferred to the water injection well by the water pump 21, and the crude oil component is the crude oil pump 31. It is conveyed to the floating body 50 by).
- the float 50 is provided with a crude oil storage facility (51).
- Such a system for treating an oil fluid must be carefully designed and properly controlled so that the three-phase separator 10 separates the gas component, the water component and the crude component to an appropriate purity.
- the crude oil on the float 50 generates a large amount of accompanying gas as the pressure is lowered, the float 50 has a problem that must be equipped with crude oil and gas processing equipment and crude oil storage equipment.
- the present invention has been made to solve the problems of the prior art as described above, the object of the present invention is easy to design and control, can reduce the size of the float, problems caused by the generation of the accompanying gas in the oil transport ship It is possible to prevent in advance, and the riser and pump design considering only the crude oil component is possible.
- an oil well fluid extracted from an oil well of the seabed is introduced to be separated into a water component, a crude oil component, a gas component, a seabed low pressure separator, and arranged to float on the water surface, and the seabed low pressure It is connected via a separator and a gas separator riser, the gas component located in the subsea pressure separator is supplied to the gas separator riser, located in the gas separator riser, to adjust the internal pressure of the subsea low pressure separator.
- the pressure control valve located in the seabed, and stores the crude oil components separated in the subsea low-pressure separator, seawater crude oil storage unit, characterized in that the internal pressure is the same as the surrounding sea water, Separator crude oil for transferring the crude oil components separated in the subsea low pressure separator to the sea crude oil storage unit Profile and is characterized in that it comprises a separator can produce pump for the separated water component from the low pressure separator seabed discharged to the outside.
- the pressure of the subsea low pressure separator is characterized in that the same as the pressure or atmospheric pressure (1bar) of the crude oil transport line for transferring the crude oil component.
- gas separator riser is characterized in that it comprises at least one orifice.
- the subsea crude oil storage unit is connected to the crude oil carrier and the crude oil riser, characterized in that the crude oil is supplied to the crude oil carrier by the crude oil tank pump located in the crude oil riser.
- the floating body is characterized in that it comprises a re-injection gas riser for injecting the gas component into the injection well and a first gas shipping riser for supplying the gas component to the gas transport line.
- the crude oil gas production system using the subsea low pressure separator is located on the seabed, and further includes a subsea gas storage unit for storing gas components, the subsea gas storage unit is connected to the floating body and the storage gas riser, supply a gas component It is characterized by receiving.
- the present invention it is easy to design and control the crude oil gas production system, and the size of the floating body can be reduced because the floating body does not need crude oil processing and crude oil storage facilities.
- the pressure control valve of the gas separator riser in the subsea low pressure separator the accompanying gas is removed in the same environment as that of the crude oil carrier, that is, at the same pressure or atmospheric pressure (1 bar), thereby preventing the problem of the occurrence of the companion gas in the crude oil carrier. It is possible to design a riser and pump considering only the crude oil component.
- the gas separator riser may include at least one orifice to prevent the subsea low pressure separator from changing pressure rapidly, thereby preventing the subsea low pressure separator and the gas separator riser from being damaged.
- 1 is a block diagram of a conventional crude oil gas production system.
- Figure 2 is a block diagram of a crude oil gas production system using a subsea low pressure separator according to an embodiment of the present invention.
- Figure 3 is a block diagram of a crude oil gas production system using a subsea low pressure separator according to another embodiment of the present invention.
- Figure 2 is a block diagram of a crude oil gas production system using a subsea low pressure separator according to an embodiment of the present invention.
- Crude oil gas production system using a subsea low pressure separator is a subsea low pressure separator 100, floating body 400, pressure control valve 110, subsea crude oil storage unit 200, separator crude oil pump ( 130, and a separator production water pump 140.
- the subsea low pressure separator 100 is introduced into the oil well extracted from the oil well of the seabed is separated into water components, crude oil components, gas components. More specifically, since the water component and the crude oil component are in a liquid state, and are greater in density than the gas component, the water component and the crude oil component are positioned under the seabed low pressure separator 100, and the gas component is placed on the top of the seabed low pressure separator 100. Located. In addition, the crude oil component and the water component positioned below the seabed low pressure separator 100 are separated into the crude oil component and the water component using a density difference.
- the floater 400 is disposed to float on the water surface, is connected through the subsea low pressure separator 100 and the gas separator riser 120, the gas component located inside the subsea low pressure separator 100
- the gas separator is supplied through the riser 120 and stored.
- the gas separator riser 120 is preferably connected to the upper portion of the subsea low pressure separator 100 because the gas component is located above the subsea low pressure separator 100.
- the floater 400 includes a re-injection gas riser 410 for injecting a gas component into the injection well and a first gas shipment riser 430 for supplying the gas component to the gas transport line 600.
- the floating body 400 is used as a fuel gas for power generation of the gas component supplied from the gas separator riser 120, and the remaining gas other than the fuel gas is processed by three methods.
- the pressure control valve 110 is located in the gas separator riser 120 to maintain the internal pressure of the seabed low pressure separator 100 lower than the surrounding sea water.
- the pressure control valve 110 to remove the associated gas (Associate Gas) located inside the subsea low pressure separator 100, to maintain the internal pressure of the subsea low pressure separator 100 lower than the surrounding sea water Can be.
- the internal pressure of the subsea low pressure separator 100 is formed by the pressure of the crude oil transport line 500 or atmospheric pressure (1bar) for transferring the crude oil component, the gas component is generated in the crude oil transport line 500 Can be prevented.
- the subsea low pressure separator 100 is preferably designed as a storage tank that can withstand high pressure, such as a circular tank, a cylindrical tank, a lobe tank, a cellular tank.
- the pressure of the subsea low pressure separator 100 may be lower than the surrounding water pressure.
- the low pressure described above refers to a vapor storage pressure that the crude oil transport ship 500 can store, and the pressure is reduced to prevent further gas generation in the crude oil storage tank of the crude oil transport ship 500.
- the subsea crude oil storage unit 200 is located on the sea floor, and stores the crude oil component separated from the subsea low pressure separator 100. At this time, the crude oil component located in the subsea low pressure separator 100 is supplied to the subsea crude oil storage unit 200 using the separator crude oil tank pump 210.
- the subsea crude oil storage unit 200 is preferably equal to the pressure inside the surrounding sea water, it is possible to form a pressure higher than the pressure of the subsea separator (100) using the crude oil tank pump (210).
- subsea crude oil storage unit 200 is connected to the crude oil transport ship 500 and the crude oil loading riser 220, the crude oil components by the crude oil tank pump 210 located in the crude oil loading riser 220 500 is supplied.
- the separator production water pump 140 serves to discharge the water component separated from the subsea low pressure separator 100 to the outside.
- the water component separated from the subsea low pressure separator 100 may be discharged to the outside of the subsea low pressure separator 100 to be supplied to sea water, or may be provided with a separate storage tank.
- the crude oil gas production system using the subsea low pressure separator 100 may further include a subsea gas storage unit 300.
- the sea gas storage unit 300 is located on the sea floor, and stores the gas components supplied from the float (400).
- the sea gas storage unit 300 is connected to the floating body 400 and the storage gas riser 420, the gas component is supplied.
- a gas gas may be provided in the storage gas riser 420 to move a gas component, or a gas component may be moved using a pressure difference between the floating body 400 and a pressure difference between the sea gas storage unit 300. You can.
- the sea gas storage unit 300 further includes a second gas shipping riser 310 connected to the gas transport line 600, and the sea gas storage unit 300 through the second gas shipping riser 310.
- the gas component of the is supplied to the gas transport line (600).
- the gas separator riser 120 may further include at least one orifice 121.
- the orifice uses a diameter smaller than the diameter of the oil pipe, the flow rate of the fluid passing through the orifice changes and thus the pressure drops.
- the orifice 121 smaller than the diameter of the gas branch riser 120 is connected to the gas branch.
- the subsea low pressure separator 100 receives a supply well from a production well and classifies it into a water component, a gas component, and a crude oil component.
- the pressure control valve 110 By using the pressure control valve 110, the accompanying gas of the seabed low pressure separator 100 is removed through the gas separator riser 120 to form a relatively low pressure inside.
- the gas branch riser 120 includes at least one orifice 121 to prevent the pressure of the subsea low pressure separator 100 from dropping rapidly, and the gas separator riser 120 is damaged. Can be prevented.
- Crude oil components classified in the subsea low pressure separator 100 are supplied to and stored in the subsea crude oil storage unit 200, and then the crude oil is supplied to the crude oil carrier 500 to be transported.
- the gas component classified in the subsea low pressure separator 100 is used as fuel gas for power generation in the floating body 400, and the remaining gas other than the fuel gas is an injection well, the gas carrier 600, or the subsea gas storage. It is supplied to or stored in the unit 300.
- the undersea gas storage unit 300 stores gas components and supplies the gas components to the gas transport line 600 through the second gas shipping riser 310.
- the gas separator riser 120 includes at least one orifice 121 to prevent the seabed low pressure separator 100 from changing pressure rapidly, so that the sea bottom low pressure separator 100 and the gas separator It is possible to prevent the riser 120 from being damaged.
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Abstract
본 발명의 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은 해저의 유정에서 뽑아낸 유정유체가 유입되어 물 성분, 원유성분, 가스성분으로 분리되는 해저 저압분리기, 수면 상에 부유하도록 배치되고, 상기 해저 저압분리기와 가스분리기라이저를 통해 연결되며, 상기 해저저압분리기의 내부에 위치하는 가스성분을 상기 가스분리기라이저를 통해 공급받는 부유체, 상기 가스분리기라이저에 위치하여, 상기 해저 저압분리기의 내부압력을 조절하여, 주변의 해수보다 내부의 압력을 낮게 유지시키는 압력조절밸브, 해저에 위치하고, 상기 해저 저압분리기에서 분리된 원유성분을 저장하며, 주위 해수와 내부의 압력이 동일한 것이 특징인 해저원유저장부, 상기 해저 저압분리기에서 분리된 원유성분을 상기 해저원유저장부로 이동시키는 분리기원유펌프 및 상기 해저 저압분리기에서 분리된 물 성분을 외부로 배출시키는 분리기생산수펌프를 포함하는 것을 특징으로 한다.
Description
본 발명은 해저 유정에서 유정유체를 분리하여 원유가스를 생산하는 시스템에 관한 것으로, 더욱 상세하게는 해저의 생산 유정에서 뽑아낸 유정유체를 가스 성분과 물 성분 및 원유 성분으로 분리하는 시스템에 관한 것이다.
심해 유전 개발에 따라 해저에서 유정유체를 처리해야 하는 필요성이 증가하고 있으며, 현재 해저에서 유정유체를 처리하는 시스템이 설치 및 운용되고 있다.
도1은 종래의 해저 유정유체를 처리하는 시스템의 구성도이다.
도1을 참조하면, 해저 생산 유정으로부터 뽑아낸 유정유체는 3상 분리기(10)를 거친다. 상기 3상 분리기(10)는 내부에 격벽(11)이 형성되고, 상기 격벽(11)을 경계면으로 제1탱크(20)와 제2탱크(30)로 나누어지며, 상부에 빈공간이 형성된다. 상기 3상 분리기(10) 내부의 제1탱크(20)에 유입된 유정유체는 가스 성분과 물 성분 및 원유성분으로 분리된다.
상기 3상 분리기(10) 상부의 빈 공간에 유정유체에 포함된 가스성분이 분리되고, 유정유체가 상기 제1탱크(20)의 수용량을 초과하면 물 성분보다 밀도가 작은 원유성분이 흘러 넘쳐 상기 제2탱크(30)에 분리된다. 상기 3상 분리기(10)에서 분리된 가스성분은 압축기(40)를 거쳐 가스 주입유정으로 이송되고, 물 성분은 물 펌프(21)에 의해 물 주입 유정으로 이송되며, 원유 성분은 원유 펌프(31)에 의해 부유체(50)로 이송된다. 상기 부유체(50)는 원유 저장 설비(51)가 구비된다.
상기와 같은 유정유체를 처리하는 시스템은 상기 3상 분리기(10)가 가스 성분과 물 성분 및 원유 성분을 적절한 순도까지 분리하도록 정교하게 설계되고, 적절하게 제어 되어야만 한다.
또한, 가스성분과 원유 성분이 함께 이송되어야 하므로, 고가의 해저 다상 펌프가 설치되어야 한다.
또한, 라이저에서 원유 성분과 가스성분이 함께 이송되므로 다상 유동에 적합한 라이저를 사용하여야 한다.
또한, 상기 부유체(50)에 올라온 원유는 압력이 낮아짐에 따라 다량의 동반 가스를 발생시키며, 상기 부유체(50)는 원유 및 가스 처리 설비 및 원유저장설비를 반드시 갖추어야 하는 문제점이 있었다.
본 발명은 상기한 바와 같은 종래 기술의 문제점을 해결하기 위하여 안출된 것으로, 본 발명의 목적은 설계와 제어가 용이하고, 부유체의 크기를 줄일 수 있으며, 원유수송선에서 동반가스의 발생에 의한 문제를 미연에 방지하고, 원유 성분만을 고려한 라이저 및 펌프 설계가 가능한 장점이 있다.
본 발명의 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은 해저의 유정에서 뽑아낸 유정유체가 유입되어 물 성분, 원유성분, 가스성분으로 분리되는 해저 저압분리기, 수면 상에 부유하도록 배치되고, 상기 해저 저압분리기와 가스분리기라이저를 통해 연결되며, 상기 해저저압분리기의 내부에 위치하는 가스성분을 상기 가스분리기라이저를 통해 공급받는 부유체, 상기 가스분리기라이저에 위치하여, 상기 해저 저압분리기의 내부압력을 조절하여, 주변의 해수보다 내부의 압력을 낮게 유지시키는 압력조절밸브, 해저에 위치하고, 상기 해저 저압분리기에서 분리된 원유성분을 저장하며, 주위 해수와 내부의 압력이 동일한 것이 특징인 해저원유저장부, 상기 해저 저압분리기에서 분리된 원유성분을 상기 해저원유저장부로 이동시키는 분리기원유펌프 및 상기 해저 저압분리기에서 분리된 물 성분을 외부로 배출시키는 분리기생산수펌프를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 해저 저압분리기의 압력은 상기 원유성분을 이송하기 위한 원유수송선의 압력 또는 대기압(1bar)과 동일한 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 가스분리기라이저는 적어도 하나이상의 오리피스를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 해저원유저장부는 원유수송선과 원유선적라이저로 연결되며, 상기 원유선적라이저에 위치하는 원유탱크펌프에 의해서 원유 성분이 원유수송선으로 공급되는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 부유체는 가스 성분을 주입유정에 주입하는 재주입가스라이저와 가스수송선에 가스 성분을 공급하는 제1 가스선적라이저를 포함하는 것을 특징으로 한다.
또한, 상기 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은 해저에 위치하고, 가스성분을 저장하는 해저가스저장부를 더 포함하되, 상기 해저가스저장부는 상기 부유체와 저장가스라이저로 연결되어, 가스성분을 공급받는 것을 특징으로 한다.
본 발명에 의하면, 원유가스 생산시스템의 설계와 제어가 용이하고, 부유체에 원유 처리 및 원유저장설비가 필요 없어 부유체의 크기를 줄일 수 있다.
또한, 해저 저압분리기에서 가스분리기라이저의 압력조절밸브를 이용하여 원유수송선과 동일한 환경, 즉 동일한 압력 또는 대기압(1bar)에서 동반가스를 제거하여, 원유수송선에서 동반가스의 발생하는 문제를 미연에 방지할 수 있고, 원유 성분만을 고려한 라이저 및 펌프 설계가 가능한 효과가 있다.
또한, 가스분리기라이저는 적어도 하나 이상의 오리피스를 포함하여, 해저 저압분리기가 급격하게 압력이 변화하는 것을 방지하여, 해저 저압분리기와 가스분리기라이저가 파손되는 것을 방지할 수 있다.
도 1은 종래의 원유가스 생산시스템의 구성도.
도 2는 본 발명의 일실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템의 구성도.
도 3은 본 발명의 다른 실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템의 구성도.
이하, 상기한 바와 같은 구성을 가지는 본 발명에 의한 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템을 첨부된 도면을 참고하여 상세하게 설명한다.
도 2는 본 발명의 일실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템의 구성도이다.
도 2를 이용하여 본 발명의 일실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템의 구성에 대해서 상세히 설명한다.
본 발명의 일실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은 해저 저압분리기(100), 부유체(400), 압력조절밸브(110), 해저원유저장부(200), 분리기원유펌프(130), 및 분리기생산수펌프(140)를 포함한다.
상기 해저 저압분리기(100)는 해저의 유정에서 뽑아낸 유정유체가 유입되어 물 성분, 원유성분, 가스성분으로 분리된다. 좀 더 상세하게는, 상기 물 성분과 원유성분은 액체 상태이므로 상기 가스성분보다 밀도가 크기 때문에 상기 해저 저압분리기(100)의 하부에 위치하고, 상기 가스성분은 상기 해저 저압분리기(100)의 상부에 위치한다. 또한, 상기 해저 저압분리기(100)의 하부에 위치하는 상기 원유성분과 상기 물 성분은 밀도차를 이용하여 상기 원유성분과 상기 물 성분으로 분리한다.
상기 부유체(400)는 수면 상에 부유하도록 배치되고, 상기 해저 저압분리기(100)와 가스분리기라이저(120)를 통해 연결되며, 상기 해저 저압분리기(100)의 내부에 위치하는 가스성분을 상기 가스분리기라이저(120)를 통해 공급받아 저장한다. 이때, 상기 가스분리기라이저(120)는 상기 가스성분이 상기 해저저압분리기(100)의 상부에 위치하기 때문에 상기 해저 저압분리기(100)의 상부에 연결되는 것이 바람직하다.
상기 부유체(400)는 가스 성분을 주입유정에 주입하는 재주입가스라이저(410)와 가스수송선(600)에 가스 성분을 공급하는 제1 가스선적라이저(430)를 포함한다.
상기 부유체(400)는 상기 가스분리기라이저(120)에서 공급받은 가스 성분을 발전을 위한 연료 가스로 사용되며, 연료 가스 이외에 남은 가스는 3가지 방식에 의해서 처리된다.
첫 번째로는, 상기 재주입가스라이저(410)를 통해서, 주입유정에 주입하여, 상기 생산유정의 압력을 유지하여 유정유체가 원활히 상기 해저 저압분리기(100)에 공급될 수 있도록 한다.
두 번째로는, 상기 제1 가스선적라이저(430)를 통해서 가스수송선(600)에 선적될 수 있다.
세 번째로는, 후술되는 해저가스저장부(300)에 저장될 수 있다.
상기 압력조절밸브(110)는 상기 가스분리기라이저(120)에 위치하여, 상기 해저 저압분리기(100)의 내부압력이 주변의 해수보다 낮게 유지시킨다.
즉, 압력조절밸브(110)를 개방하여 상기 해저 저압분리기(100)의 내부에 위치하는 동반가스(Associate Gas)를 제거하여, 상기 해저 저압분리기(100)의 내부압력을 주변의 해수보다 낮게 유지할 수 있다. 좀 더 상세하게는, 상기 해저 저압분리기(100)의 내부압력은 원유성분을 이송하기 위한 원유수송선(500)의 압력 또는 대기압(1bar)으로 형성하여, 상기 원유수송선(500)에서 가스성분이 발생하는 것을 방지할 수 있다. 이를 위해서, 상기 해저 저압분리기(100)는 원형 탱크, 실린더형 탱크, 로브형 탱크 , 셀룰러형 탱크 등과 같이 고압에서 견딜 수 있는 저장탱크로 설계되는 것이 바람직하다.
따라서, 상기 해저 저압분리기(100)의 압력은 주위의 수압보다 낮을 수 있다. 상술한 낮은 압력이란, 원유수송선(500)이 저장 가능한 증기 저장압력을 말하는 것으로서, 원유수송선(500)의 원유저장탱크에서 추가적인 가스발생을 방지하기 위해서 압력을 낮춘다.
상기 해저원유저장부(200)는 해저에 위치하고, 상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 원유성분을 저장한다. 이때, 상기 해저 저압분리기(100)에 위치하는 원유성분은 상기 분리기 원유탱크펌프(210)를 이용하여 상기 해저원유저장부(200)로 공급된다.
상기 해저원유저장부(200)는 주위 해수와 내부의 압력이 동일한 것이 바람직하며, 상기 원유탱크펌프(210)를 이용하여 상기 해저분리기(100)의 압력보다 높은 압력을 형성할 수 있다.
또한, 상기 해저원유저장부(200)는 원유수송선(500)과 원유선적라이저(220)로 연결되며, 상기 원유선적라이저(220)에 위치하는 원유탱크펌프(210)에 의해서 원유 성분이 원유수송선(500)으로 공급된다.
상기 분리기생산수펌프(140)는 상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 물 성분을 외부로 배출시키는 역할을 한다. 상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 물 성분은 상기 해저 저압분리기(100)의 외부로 배출되어 해수로 공급되거나, 별도로의 저장탱크를 구비하여 저장할 수도 있다.
상기 해저 저압분리기(100)를 이용한 원유가스 생산시스템은 해저가스저장부(300)를 더 포함할 수 있다.
상기 해저가스저장부(300)는 해저에 위치하고, 상기 부유체(400)에서 공급받은 가스성분을 저장한다.
좀 더 상세하게는, 상기 해저가스저장부(300)는 상기 부유체(400)와 저장가스라이저(420)로 연결되어, 가스성분을 공급받는다. 이때, 상기 저장가스라이저(420)에 별도의 가스펌프를 구비하여 가스성분을 이동하거나, 상기 부유체(400)의 압력과 상기 해저가스저장부(300)의 압력차를 이용하여 가스성분을 이동시킬 수 있다.
상기 해저가스저장부(300)에 상기 부유체(400)의 가스성분을 저장함으로서, 상기 부유체(400)에 가스를 저장할 수 있는 공간의 크기를 줄일 수 있는 장점이 있다.
상기 해저가스저장부(300)는 상기 가스수송선(600)과 연결되는 제2 가스선적라이저(310)를 더 포함하고, 상기 제2 가스선적라이저(310)를 통해서 상기 해저가스저장부(300)의 가스성분을 상기 가스수송선(600)으로 공급된다.
도 3을 이용하여, 본 발명의 다른 실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템에 대해서 설명한다.
본 발명의 다른 실시예에 따른 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은 상기 가스분리기라이저(120)는 적어도 하나 이상의 오리피스(121)를 더 포함할 수도 있다.
오리피스는 유관의 지름 보다 작은 지름을 사용하여, 오리피스를 통과한 유체의 유속이 변화하여 압력이 떨어지는 것으로서, 본 발명에서, 상기 가스분기라이저(120)의 지름보다 작은 오리피스(121)를 상기 가스분기라이저(120)에 적어도 하나 이상을 설치하여, 상기 해저 저압분리(100)에서 압력이 급격하게 변화하는 것을 방지할 수 있다.
따라서, 상기 가스분기라이저(120)에 상기 오피리스(121)를 설치함으로서, 상기 가스분리기라이저(120)와 상기 해저 저압분리기(100)가 파손 또는 변형되는 것을 막을 수 있다.
본 발명의 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템의 작동에 대해서 설명한다.
상기 해저 저압분리기(100)는 생산 유정으로부터 공급유정을 공급받아, 물 성분, 가스성분, 및 원유성분으로 분류한다.
상기 압력조절밸브(110)를 이용하여, 상기 해저 저압분리기(100)의 동반가스를 상기 가스분리기라이저(120)를 통해서 제거하여 내부의 압력을 상대적으로 저압을 형성한다.
이때, 상기 가스분기라이저(120)는 적어도 하나 이상의 오리피스(121)를 포함하고 있어, 상기 해저 저압분리기(100)의 압력이 급격하게 저하되는 것을 방지하고, 상기 가스분리기라이저(120)가 파손되는 것을 막을 수 있다.
상기 해저 저압분리기(100)에서 분류된 원유성분은 상기 해저원유저장부(200)로 공급되어 저장되어 있다가, 상기 원유수송선(500)으로 원유를 공급하여 운반하게 된다.
상기 해저 저압분리기(100)에서 분류된 가스성분은 상기 부유체(400)에서 발전을 위한 연료가스로 사용되며, 연료 가스 이외에 남은 가스는 주입유정, 상기 가스수송선(600), 또는 상기 해저가스저장부(300)에 공급 또는 저장된다.
상기 해저가스저장부(300)는 가스성분을 저장하고 있다가, 상기 제2 가스선적라이저(310)를 통해 가스수송선(600)에 공급하게 된다.
따라서, 본 발명에 의하면, 원유가스 생산시스템의 설계와 제어가 용이하고, 상기 부유체(400)에 원유 처리 및 원유저장설비가 필요없어 상기 부유체(400)의 크기를 줄일 수 있다.
또한, 상기 해저 저압분리기(100)에서 동반가스를 제거하여 상기 원유수송선(500)에서 동반가스의 발생에 의한 문제를 미연에 방지할 수 있고, 원유성분만을 고려한 라이저 및 펌프 설계가 가능한 효과가 있다.
또한, 상기 가스분리기라이저(120)는 적어도 하나 이상의 오리피스(121)를 포함하여, 상기 해저 저압분리기(100)가 급격하게 압력이 변화하는 것을 방지하여, 상기 해저 저압분리기(100)와 상기 가스분리기라이저(120)가 파손되는 것을 방지할 수 있다.
본 발명은 상기한 실시예에 한정되지 아니하며, 적용범위가 다양함은 물론이고, 청구범위에서 청구하는 본 발명의 요지를 벗어남이 없이 당해 본 발명이 속하는 분야에서 통상의 지식을 가진 자라면 누구든지 다양한 변형 실시가 가능한 것은 물론이다.
[부호의 설명]
100 : 해저저압분리기
110 : 압력조절밸브
120 : 가스분리기라이저
121 : 오리피스
130 : 분리기원유펌프
140 : 분리기생산수펌프
200 : 해저원유저장부
210 : 원유탱크펌프
220 : 원유선적라이저
300 : 해저가스저장부
310 : 제2 가스선적라이저
400 : 부유체
410 : 재주입가스라이저
420 : 저장가스라이저
430 : 제1 가스선적라이저
500 : 원유수송선
600 : 가스수송선
Claims (6)
- 해저의 유정에서 뽑아낸 유정유체가 유입되어 물 성분, 원유성분, 가스성분으로 분리되는 해저 저압분리기(100);수면 상에 부유하도록 배치되고, 상기 해저 저압분리기(100)와 가스분리기라이저(120)를 통해 연결되며, 상기 해저저압분리기(100)의 내부에 위치하는 가스성분을 상기 가스분리기라이저(120)를 통해 공급받는 부유체(400);상기 가스분리기라이저(120)에 위치하여, 상기 해저 저압분리기(100)의 내부압력을 조절하여, 주변의 해수보다 내부의 압력을 낮게 유지시키는 압력조절밸브(110);해저에 위치하고, 상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 원유성분을 저장하며, 주변의 해수와 내부의 압력이 동일한 것이 특징인 해저원유저장부(200);상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 원유성분을 상기 해저원유저장부(200)로 이동시키는 분리기원유펌프(130); 및상기 해저 저압분리기(100)에서 분리된 물 성분을 외부로 배출시키는 분리기생산수펌프(140);를 포함하는 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 해저 저압분리기(100)의 압력은 상기 원유성분을 이송하기 위한 원유수송선(500)의 압력 또는 대기압(1bar)과 동일한 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 가스분리기라이저(120)는 적어도 하나이상의 오리피스(121)를 포함하는 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 해저원유저장부(200)는 원유수송선(500)과 원유선적라이저(220)로 연결되며, 상기 원유선적라이저(220)에 위치하는 원유탱크펌프(210)에 의해서 원유 성분이 원유수송선(500)으로 공급되는 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
- 제 1항에 있어서, 상기 부유체(400)는가스 성분을 주입유정에 주입하는 재주입가스라이저(410)와가스수송선(600)에 가스 성분을 공급하는 제1 가스선적라이저(430)를 포함하는 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
- 제 1항에 있어서,상기 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템은해저에 위치하고, 가스성분을 저장하는 해저가스저장부(300)를 더 포함하되,상기 해저가스저장부(300)는 상기 부유체(400)와 저장가스라이저(420)로 연결되어, 가스성분을 공급받는 것을 특징으로 하는 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산시스템.
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