NO337688B1

NO337688B1 - Well fluid processing system

Info

Publication number: NO337688B1
Application number: NO20070475A
Authority: NO
Inventors: Jarle Michaelsen; Pål Jahre Nilsen
Original assignee: Hamworthy Plc
Priority date: 2007-01-25
Filing date: 2007-01-25
Publication date: 2016-06-06
Also published as: NO20070475L

Description

Den foreliggende oppfinnelsen angår prosesseringssystemer for brønnfluid, og spesielt undersjøiske systemer. The present invention relates to processing systems for well fluid, and in particular subsea systems.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Olje-og gassbrønner produserer vanligvis formasjonsvann. Dette vannet må separeres fra oljen og gassen før disse kan eksporteres. Separasjonen skjer vanligvis på en produksjonsplattform eller -fartøy. Om trykket i reservoaret er lavt kreves vanligvis pumping av brønnfluidene inkludert formasjonsvannet til produksjons-anlegget. Ved dypvannsinstallasjoner ned mot dybder på hundrevis eller tusenvis meter, er energien som kreves for å pumpe vannet omfattende. Oil and gas wells usually produce formation water. This water must be separated from the oil and gas before these can be exported. The separation usually takes place on a production platform or vessel. If the pressure in the reservoir is low, pumping of the well fluids including the formation water to the production plant is usually required. In deep water installations down to depths of hundreds or thousands of meters, the energy required to pump the water is extensive.

Plassering av undersjøiske separasjonsenheter er foreslått og utprøvd i minst ett tilfelle. Miljøet hos en undersjøisk separasjonsenhet og en overflateenhet er ulikt, på grunn av de høye hydrostatiske kreftene som påtvinges separasjonsenheten. Mens separasjonsenheter kan lages sterkere, resulterer dette i en større størrelse og vekt. Større størrelser og vektøkning øker vanskelighetene med å anvende enhetene. Placement of subsea separation units has been proposed and tested in at least one case. The environment of a subsea separation unit and a surface unit is different, due to the high hydrostatic forces imposed on the separation unit. While separation units can be made stronger, this results in greater size and weight. Larger sizes and increased weight increase the difficulty of using the devices.

Separatorer krever vanligvis også vedlikehold på grunn av sandakkumulering og mineralavsetninger på komponentene. Med en gang anlegget er installert undersjøisk, blir vedlikehold vanskelig. Videre vil avstengning av et separasjonssystem for vedlikehold vanligvis kreve avstengning av brønnstrømmen, noe som er dyrt. Separators also usually require maintenance due to sand accumulation and mineral deposits on the components. Once the facility is installed underwater, maintenance becomes difficult. Furthermore, shutting down a separation system for maintenance will usually require shutting down the well stream, which is expensive.

I GB 2 242 373 vises det en separator plassert på havbunnen for separering av faste stoffer, gass og væskefaser fra produktene fra en undervanns oljebrønn, idet de faste stoffene holdes tilbake, gass tømmes ut til en gassfakkel på overflaten og væsken føres til en overflate moring for overføring til en tankbåt. GB 2 242 373 shows a separator placed on the seabed for separating solids, gas and liquid phases from the products of an underwater oil well, the solids being retained, gas being discharged to a gas flare on the surface and the liquid being fed to a surface mooring for transfer to a tanker.

Sammendrag av oppfinnelsen Summary of the invention

Systemet for prosessering av brønnfluid i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen omfatter: en brønnfluidseparator for separasjon av tyngre og lettere komponenter av brønnfluid som strømmer fra en brønn og dirigering av de lettere komponentene til å strømme til videre prosessering; hvorved separatoren omfatter: The system for processing well fluid in accordance with the present invention comprises: a well fluid separator for separating heavier and lighter components of well fluid flowing from a well and directing the lighter components to flow for further processing; whereby the separator comprises:

en koalescensenhet med et flertall passasjer, på hvilke et elektrisk potensial påføres for å forårsake at vanndråper i brønnfluidet som strømmer gjennom passasjene koalescerer til større dråper; og a coalescing unit having a plurality of passages to which an electrical potential is applied to cause water droplets in the well fluid flowing through the passages to coalesce into larger droplets; and

en dielektroforese-enhet med et par bølgeformete plater plassert nært hverandre, hvilke plater er forsynt med et elektrisk potensial for å tvinge vanndråpene i brønnfluidet inn i forhåndsbestemte passasjedeler mellom platene for å danne seksjoner av væske med høyt vanninnhold. a dielectrophoresis unit with a pair of corrugated plates placed close together, which plates are provided with an electrical potential to force the water droplets in the well fluid into predetermined passages between the plates to form sections of fluid with a high water content.

Separatoren har et sylindrisk kammer, fortrinnsvis med en lengde på minst ti ganger dennes diameter. En koalescensenhet med et flertall av rør hvor et elektrisk potensial påføres plasseres i kammeret for slik å forårsake at vanndråper i oljen som strømmer gjennom røret koalescerer til større dråper. Fortrinnsvis er en dielektroforese-enhet plassert i kammeret nedstrøms koalescensenheten. Dielektroforese-enheten har et par bølgeformete plater plassert nær hverandre, hvor platene er forsynt med et elektrisk potensial for å tvinge vanndråpene i oljen inn i forhåndsbestemte passasjedeler mellom platene for å danne seksjoner av væske med høyt vanninnhold. The separator has a cylindrical chamber, preferably with a length of at least ten times its diameter. A coalescence unit with a plurality of tubes where an electrical potential is applied is placed in the chamber to cause water droplets in the oil flowing through the tube to coalesce into larger droplets. Preferably, a dielectrophoresis unit is located in the chamber downstream of the coalescence unit. The dielectrophoresis unit has a pair of corrugated plates placed close together, the plates being provided with an electrical potential to force the water droplets in the oil into predetermined passages between the plates to form sections of liquid with a high water content.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Fig. 1 er et skjematisk delriss av en separator. Fig. 1 is a schematic partial view of a separator.

Fig. 2 er et forstørret skjematisk delriss av separatoren j fig. 1, tatt langs linja 3-3 i fig. 1, og viser koalesens -separatordelen. Fig. 3 er et forstørret skjematisk riss av en dielektroforese-separasjonsdel av separatoren i fig. 1. Fig. 4 er et forstørret skjematisk delriss av separatoren i fig. 1, tatt langs linja 5-5 i fig. 1, som viser dielektroforese-separasjonsdelen. Fig. 2 is an enlarged schematic partial view of the separator j fig. 1, taken along line 3-3 in fig. 1, and shows the coalescence separator part. Fig. 3 is an enlarged schematic view of a dielectrophoresis separation part of the separator of Fig. 1. Fig. 4 is an enlarged schematic partial view of the separator in fig. 1, taken along line 5-5 in fig. 1, showing the dielectrophoresis separation section.

Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelsesformer av oppfinnelsen Detailed description of preferred embodiments of the invention

Separator 251, som vist i fig. 1, omfatter en horisontal beholder 253 som er plassert på sjøbunnen. Generelt vil større vanndybder kreve et høyere trykk på brønnhodet med tilsvarende lavere faktiske gassvolum når separasjonen skjer på sjøbunnen. Mindre gassvolumer er fordelaktig for olje/vann-separasjon fordi færre gassbobler vil bevege seg vertikalt og forstyrre det horisontale strømningsmønsteret generert av oljen og vannet som strømmer gjennom separatorbeholderen 253. Den lave gassprosenten tillater også at større del av separatorbeholderne kan utnyttes til olje/vann-separasjon. Separator 251, as shown in fig. 1, comprises a horizontal container 253 which is placed on the seabed. In general, greater water depths will require a higher pressure at the wellhead with a correspondingly lower actual gas volume when the separation takes place on the seabed. Smaller gas volumes are beneficial for oil/water separation because fewer gas bubbles will move vertically and disrupt the horizontal flow pattern generated by the oil and water flowing through the separator vessel 253. The low gas percentage also allows a larger portion of the separator vessels to be utilized for oil/water separation.

I tillegg til temaet nevnt ovenfor vil høyere trykk i seg selv påvirke separasjonen i separasjonsbeholderen 253. Innledende resultater viser at separasjonen oppstår enklere ved høyere trykk. Dette kan skyldes det faktum at høye trykk forårsaker at fraksjonen av flytende hydrokarboner blir lettere, derfor øker tetthetsdifferansen mellom vann og olje. Oljefraksjonen blir lettere fordi lettere hydrokarbonfraksjoner kondenseres ved høyere trykk. Hvis disse kombineres med de tyngre fraksjonene kan kombinasjonen derfor redusere den totale tettheten til den flytende hydrokarbonfasen. Separatorbeholder 253 er utformet til å motstå høye eksterne trykk som skyldes svært dypt vann. Konservative utforminger tillater heller ikke reduksjon av den utformete trykkdifferansen på grunn av indre trykk. Generelt vil mindre diametere gi tynnere veggtykkelse for samme eksterne trykk. For eksempel krever en sylinder med 2,8 meter i diameter en veggtykkelse på 140 millimeter for å motstå et valgt trykk. En sylinder med 2,5 meter i diameter vil motstå det samme trykket med en vekktykkelse på 25 mm. Følgelig har separatoren 253 en relativt liten diameter, fortrinnsvis ikke mer enn 1/10 av sin lengde. In addition to the topic mentioned above, higher pressure in itself will affect the separation in the separation container 253. Initial results show that the separation occurs more easily at higher pressure. This may be due to the fact that high pressures cause the fraction of liquid hydrocarbons to become lighter, therefore increasing the density difference between water and oil. The oil fraction becomes lighter because lighter hydrocarbon fractions are condensed at higher pressure. If these are combined with the heavier fractions, the combination can therefore reduce the overall density of the liquid hydrocarbon phase. Separator vessel 253 is designed to withstand high external pressures resulting from very deep water. Conservative designs also do not allow reduction of the designed pressure difference due to internal pressure. In general, smaller diameters will give thinner wall thickness for the same external pressure. For example, a cylinder with a diameter of 2.8 meters requires a wall thickness of 140 millimeters to withstand a selected pressure. A cylinder with a diameter of 2.5 meters will withstand the same pressure with a wall thickness of 25 mm. Accordingly, the separator 253 has a relatively small diameter, preferably no more than 1/10 of its length.

Separatoren 251 kan være av ulike typer for separasjon av vann og olje. I denne utførelsesformen anvender separatoren 259 en koalescensenhet 259. Koalescensenheten 259 har et flertall passasjer 261 i seg. Fig. 2 viser antallet av separate passasjer 261 plassert inne i beholderrøret. Et elektrostatisk felt påføres blandingen av olje og vann ved rørene eller passasjene 261. Ved å utsette blandingen av vann og olje for et elektrostatisk felt, vil de dipolare vanndråpene i oljefasen orienteres på en måte som gjør at de kolliderer eller koalescerer med hverandre. Dette forårsaker at vanndråpene vokser til større dråper. Generelt vil større dråper bevege seg og separeres raskere enn mindre dråper. Følgelig skjer en første separasjon fra vann og olje i koalescensenheten 259. Dette reduserer den krevde oppbevaringstiden for å få vanninnholdet ut av oljen som produseres, for med dette å tillate at separatorbeholderen 253 kan ha en redusert diameter/størrelse. The separator 251 can be of different types for separating water and oil. In this embodiment, the separator 259 uses a coalescence unit 259. The coalescence unit 259 has a plurality of passages 261 in it. Fig. 2 shows the number of separate passages 261 placed inside the container tube. An electrostatic field is applied to the mixture of oil and water at the pipes or passages 261. By subjecting the mixture of water and oil to an electrostatic field, the dipolar water droplets in the oil phase will be oriented in such a way that they collide or coalesce with each other. This causes the water droplets to grow into larger droplets. In general, larger droplets will move and separate faster than smaller droplets. Consequently, a first separation from water and oil takes place in the coalescence unit 259. This reduces the required retention time to get the water content out of the oil produced, thereby allowing the separator vessel 253 to have a reduced diameter/size.

Som vist i fig. 2 rutes en lav spenning levert undersjøisk gjennom lavspenningsledere 263 til det indre av separatorbeholderen 253. Et flertall av transformatorer 265 transformerer den lave spenningen til høyspenning som kreves for å fremskaffe et elektrostatisk felt. Den samme lavspennings kraftforsyningen utnyttes til andre funksjoner, slik som drift av sylinderspolene og sensorene brukt i styringen av hver undersjøiske brønn 11. As shown in fig. 2, a low voltage supplied underwater is routed through low voltage conductors 263 to the interior of the separator vessel 253. A plurality of transformers 265 transform the low voltage to high voltage required to provide an electrostatic field. The same low-voltage power supply is utilized for other functions, such as operating the cylinder coils and sensors used in the control of each subsea well 11.

Dersom koalescensenhet 259 ikke er passende til å nå det ønskete vanninnholdet, kan et andre trinn anvendes. Et andre trinn kan være en annen koalescensenhet 259 eller det kan være en enhet av en annen type, slik som en dielektroforese-enhet 267. Enheten 267 bruker også et elektrostatisk felt, imidlertid er feltet konfigurert til å tvinge vanndråpene inn i utpekte seksjoner av separatoren og dermed danne vannstrømmer. Elektrodeplatene 269 som vist i fig. 1 og 4 har bølgeform. Elektrodeplatene 269 er tettsittende med mellomrom og er arrangert med konstruktive deler hvor to daler er separert med de utvidede delene hvor to topper er plassert ovenfor hverandre med mellomrom. Platene 269 tvinger vanndråpene til å bevege seg mot den sterkere delen av det elektrostatiske feltet med sterkere feltgradienter. Kreftene som er pålagt av gradientfeltet er i størrelsesorden to til fem ganger større enn tyngdekraften. Dette fenomenet brukes til å lede vanndråpene inn i disse forhåndsbestemte seksjonene hvor de danner kontinuerlige seksjoner av vann for bruk i separasjon. Dielektroforese-enheten 267 reduserer tida som normalt behøves for en konvensjonell tyngdekraft-separator. If coalescence unit 259 is not suitable to reach the desired water content, a second step can be used. A second stage may be another coalescence unit 259 or it may be a unit of a different type, such as a dielectrophoresis unit 267. The unit 267 also uses an electrostatic field, however, the field is configured to force the water droplets into designated sections of the separator and thus form water currents. The electrode plates 269 as shown in fig. 1 and 4 have a waveform. The electrode plates 269 are close-fitting with spaces and are arranged with constructive parts where two valleys are separated by the extended parts where two peaks are placed above each other with spaces. The plates 269 force the water droplets to move towards the stronger part of the electrostatic field with stronger field gradients. The forces imposed by the gradient field are on the order of two to five times greater than gravity. This phenomenon is used to direct the water droplets into these predetermined sections where they form continuous sections of water for use in separation. The dielectrophoresis unit 267 reduces the time normally required for a conventional gravity separator.

Det henvises igjen til fig. 1, hvor en skillevegg 271 strekker seg oppover fra separatorbeholderen 253 nær dennes nedstrøms ende. Skilleveggen 271 deler en seksjon for oppsamling av høye vannkonsentrasjoner. Et vannutløp 273 er plassert oppstrøms skilleveggen 271. Innløpet for olje og vann 255 er plassert på den øvre siden av den oppstrøms enden av separatorbeholderen 253. Oljeutløpet 257 er plassert på den nedstrøms enden av separatorbeholderen 253 på den nedre siden. Reference is again made to fig. 1, where a partition wall 271 extends upwards from the separator vessel 253 near its downstream end. The partition wall 271 divides a section for the collection of high water concentrations. A water outlet 273 is located upstream of the partition wall 271. The inlet for oil and water 255 is located on the upper side of the upstream end of the separator container 253. The oil outlet 257 is located on the downstream end of the separator container 253 on the lower side.

Claims

1. System for processing well fluid, comprising: a well fluid separator for separating heavier and lighter components of well fluid flowing from a well and directing the lighter components to flow for further processing; wherein the separator comprises: a coalescing unit having a plurality of passages to which an electrical potential is applied to cause water droplets in the well fluid flowing through the passages to coalesce into larger droplets; and a dielectrophoresis unit with a pair of corrugated plates placed close together, which plates are provided with an electrical potential to force the water droplets in the well fluid into predetermined passages between the plates to form sections of fluid with a high water content.

2. System in accordance with patent claim 1, where the separator comprises: a cylindrical chamber with a length at least ten times its own diameter.

3. System according to patent claim 1 or 2, where the dielectrophoresis unit is placed downstream from the coalescence unit inside the separator.

4. A method of processing well fluid from a well, comprising: (a) providing a well fluid separator having a plurality of passages and a pair of corrugated plates arranged close together, and connecting an inlet to the separator to the well; (b) passing well fluid from the well to the inlet of the separator, applying an electrical potential to the passages to cause water droplets in the well fluid flowing through the passages to coalesce into larger droplets; (c) applying an electric potential to the wave-shaped plates arranged close together to force the water droplets in the well fluid into predetermined passages between the plates to form portions of fluid with a high water content, thus separating heavy and light components of the well fluid ; and (d) directing the lighter components to flow for further processing.

5. Method in accordance with patent claim 4, whereby: the passages are arranged upstream in relation to the plates.

6. Separator for separating water and oil components in well fluid flowing from a well and directing the oil components to flow for further processing, whereby the separator comprises: a pressure vessel with an inlet for receiving well fluid consisting of a mixture of oil and water, which container has an oil outlet and a water outlet a coalescing unit arranged in the container and having a plurality of parallel passages through which the well fluid from the inlet flows, which passages have an electrical potential to cause droplets in the well fluid flowing through the passages to coalesce into larger droplets ; and a dielectrophoresis unit arranged in the container, downstream of the coalescing unit, with at least two plate elements arranged at a distance from each other so as to define a plurality of passage parts of different widths between them, for receiving well fluid flowing from the coalescing unit, which plate elements an electric potential is applied therebetween to force the water droplets in the well fluid flowing between the plate elements into certain passage parts between the plate elements to form fluid parts with a high water content; a water collection area in the container in fluid communication with the water outlet for collecting and discharging water carried from the units; and an oil collection area in the container in fluid communication with the oil outlet for collection and discharge of oil carried from the units.

7. A separator according to claim 6, wherein: each of the plate elements has a wave-like shape defining peaks and valleys; and the peaks of one of the plate elements are aligned with the peaks of the other of the plate elements, whereby the passage parts between the peaks are wider than the passage parts between the valleys.

8. Separator in accordance with patent claim 6 or 7, whereby: the plate elements are oriented so that the wide and narrow passage parts alternate over each other.

9. Separator in accordance with patent claim 6, 7, or 8, whereby: the coalescence unit comprises an assembly of tubes, where each tube defines one of the passages.

10. Separator in accordance with one of patent claims 6-9, whereby the pressure vessel is cylindrical, with a length at least ten times greater than its diameter; and the passages of the coalescence unit and the passage parts of the dielectrophoresis unit extend substantially parallel to the axis of the container