RU2412738C2 - Система и способ разделения потока флюида - Google Patents
Система и способ разделения потока флюида Download PDFInfo
- Publication number
- RU2412738C2 RU2412738C2 RU2008129696/05A RU2008129696A RU2412738C2 RU 2412738 C2 RU2412738 C2 RU 2412738C2 RU 2008129696/05 A RU2008129696/05 A RU 2008129696/05A RU 2008129696 A RU2008129696 A RU 2008129696A RU 2412738 C2 RU2412738 C2 RU 2412738C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- height
- fluid
- outlet
- light
- liquid
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 69
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 86
- 238000010327 methods by industry Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 42
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 35
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 7
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 6
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L strontium sulfate Chemical compound [Sr+2].[O-]S([O-])(=O)=O UBXAKNTVXQMEAG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000006641 Fischer synthesis reaction Methods 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical class [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 235000011148 calcium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003054 catalyst Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M hydroxide Chemical compound [OH-] XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 229910000358 iron sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L iron(2+) sulfate (anhydrous) Chemical compound [Fe+2].[O-]S([O-])(=O)=O BAUYGSIQEAFULO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 description 1
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 1
- QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N mercury Chemical compound [Hg] QSHDDOUJBYECFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052753 mercury Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000013618 particulate matter Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
- 238000003809 water extraction Methods 0.000 description 1
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
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
- B01D17/0208—Separation of non-miscible liquids by sedimentation
- B01D17/0214—Separation of non-miscible liquids by sedimentation with removal of one of the phases
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
- B01D17/12—Auxiliary equipment particularly adapted for use with liquid-separating apparatus, e.g. control circuits
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/09—Detecting, eliminating, preventing liquid slugs in production pipes
Landscapes
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, и может использоваться для обработки продукции скважин. Система содержит разделительный сосуд в виде наклоненной вниз трубы. Разделительное пространство содержит впускное отверстие для потока флюида, расположенное на первой высоте, выпускное отверстие для тяжелой жидкости, расположенное на второй высоте, которая меньше первой высоты, выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на третьей высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, выпускное отверстие для газа, расположенное выше выпускных отверстий для жидкости. Предусмотрено дополнительное выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на четвертой высоте, которая меньше первой высоты, но больше третьей высоты. Выпускное отверстие, расположенное на третьей высоте, снабжено регулирующим клапаном, который открывается и закрывается в зависимости от типа жидкости, находящейся в трубах на этом уровне. Способ разделения потока флюида осуществляют в системе, при этом получают значение высоты границы раздела тяжелой и легкой жидкостей в разделительном сосуде и управляют регулирующим клапаном у третьего выпускного отверстия в зависимости от высоты границы раздела. Технический результат состоит в повышении устойчивости работы системы при пробковом режиме движения жидкости. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение касается системы и способа разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость.
Уровень техники
По эксплуатационному трубопроводу, ведущему из скважин с углеводородами, в частности, из газовых скважин, часто перекачивается многофазный флюид. Обычно флюид содержит газ, такой как природный газ, легкую жидкость, такую как нефтяное масло или конденсат, и тяжелую жидкость, такую как вода (соленая вода). Кроме того, флюид может содержать некоторое количество твердых частиц. Скорость потока полученного флюида может изменяться, так же как фазовый состав.
Обычно жидкости отделяются от газа в так называемых разделительных резервуарах. Тем не менее возможна ситуация, когда газ и жидкость необходимо перекачивать по длинным трубопроводам до осуществления разделения. В этом случае в трубопроводе жидкость может образовывать большие пробки. Пробки также могут формироваться из-за так называемой операции протаскивания скребка, при которой скребок (например, сфера) перемещают по трубопроводу, тем самым выталкивая жидкость. Если предполагается, что эти пробки могут быть действительно большими, то разделительные сосуды станут нецелесообразно большими. В этом случае пробку из жидкости собирают в ловушке для конденсата.
Обычно размеры ловушки для конденсата таковы, что она достаточно велика для вмещения объема флюидов, в частности жидкостей, при проведении операций протаскивания скребка.
В частности, ловушка для конденсата может быть спроектирована для осуществления гравитационного разделения или предварительного разделения флюида на газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость.
Хотя обычно ловушки для конденсата работают удовлетворительно, их эффективность по разделению может быть недостаточной при большом притоке флюидов. Особая проблема возникает в случае, когда из-за большого притока воды, из компонентов ловушки для конденсата не могут быть извлечены никакие потоки углеводородов. Это может привести к тому, что на расположенные ниже по потоку блоки, такие как трехфазный сепаратор, не подается достаточное количество углеводородов, что может привести к прекращению работы установки и расположенных ниже обрабатывающих блоков, например, установки сжижения природного газа, установки осуществления синтеза Фишера-Тропша или установки получения метанола. Так как обычно максимальная скорость извлечения воды ограничена, например, зависит от пропускной способности расположенного ниже по потоку блока обработки воды, то может потребоваться много времени до того, как уровень границы раздела фаз снова упадет ниже точки отведения конденсата и продолжится отвод конденсата. В промежутке может поступить большее количество воды, которая может еще больше обострить проблему, возможно даже переполнить ловушку для конденсата.
Цель настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить улучшенную систему разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, которая будет более устойчива при работе с пробками из жидкости.
Раскрытие изобретения
Согласно настоящему изобретению предложена система разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, указанная система содержит разделительный сосуд, расположенный так, что он определяет направленное вниз разделительное пространство, и содержит наклоненную вниз трубу, разделительное пространство содержит впускное отверстие для потока флюида, расположенное на первой высоте, выпускное отверстие для тяжелой жидкости, расположенное на второй высоте, которое меньше первой высоты, выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на третьей высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, выпускное отверстие для газа, расположенное выше выпускных отверстий для жидкости, при этом предусмотрено дополнительное выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на четвертой высоте, которая меньше первой высоты, но больше третьей высоты, и, по меньшей мере, выпускное отверстие, расположенное на третьей высоте, снабжено регулирующим клапаном, который открывается и закрывается в зависимости от типа жидкости, находящейся в трубопроводе на этом уровне.
Обычно ловушки для конденсата спроектированы так, что граница раздела жидкость/газ низка при нормальной работе, чтобы могла поместиться большая пробка из жидкости, когда она подойдет. Следовательно, в разделительной ловушке для конденсата, выпускные отверстия как для тяжелой, так и для легкой жидкости обычно также расположены низко. Тем не менее в случае пробки граница раздела газ/жидкость, а также граница раздела тяжелой и легкой жидкостей поднимаются значительно выше их обычных уровней. Обычное решение этой проблемы заключается в том, чтобы расположить выпускное отверстие для легкой жидкости на большей высоте, тем не менее такое решение имеет недостаток, заключающийся в том, что увеличивается размер/объем ловушки для конденсата.
В изобретении предложена система, которая позволяет динамически управлять высотой, с которой отводится легкая жидкость, так что без необходимости увеличения объема система лучше справляется с пробками.
Целесообразно, чтобы система дополнительно содержала сосуд для сбора, предназначенный для легкой жидкости и содержащий одно или несколько впускных отверстий, соединенных с выпускными отверстиями для легкой жидкости.
Далее целесообразно, чтобы было предусмотрено средство определения уровня границы раздела в сосуде для сбора, такое как измеритель уровня. Целесообразно, чтобы граница раздела являлась общим уровнем жидкости, так как при нормальной работе жидкость в сосуде для сбора, по существу, представляет собой только легкую жидкость.
Целесообразно, чтобы система содержала средство определения значения высоты границы раздела легкой и тяжелой жидкостей в трубе. Таким средством может быть измеритель уровня в трубе, но, например, для получения этого значения также может быть использован измеритель уровня в сосуде для сбора.
В принципе, регулирующие клапаны для контроля выходящего потока легкой жидкости могут управляться вручную на основе значения высоты границ раздела легкой/тяжелой жидкостей в трубе. Предпочтительно, чтобы система дополнительно содержала управляющее устройство, предназначенное для управления регулирующим клапаном в зависимости от уровня, измеренного измерителем уровня.
В предпочтительном варианте осуществления изобретения система содержит несколько наклоненных вниз труб. В особенно предпочтительном варианте осуществления сосуд для сбора сформирован из одной или нескольких наклоненных вниз труб. В этом случае эти трубы не содержат впускных отверстий для потока флюида, например, блокировано соединение существующего впускного отверстия.
Целесообразно, чтобы на различных высотах были расположены несколько выпускных отверстий для легкой жидкости, например, 2-5 таких выпускных отверстий. В конкретном варианте осуществления наиболее высокое выпускное отверстие для легкой жидкости расположено выше наибольшего предполагаемого уровня тяжелой жидкости и не снабжено регулирующим клапаном для жидкости. Следовательно, это выпускное отверстие всегда соединено с сосудом для сбора.
В случае когда система содержит несколько наклоненных вниз труб, целесообразно дополнительно предусмотреть одно или несколько поперечных соединений между наклоненными вниз трубами, при этом соединения расположены на высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, предпочтительно, по меньшей мере, одно соединение расположено на высоте, которая больше третьей высоты. Такие так называемые дополнительные коллекторы способствуют сохранению равновесия жидкости и уровней границ раздела в нескольких трубах. Перемещение жидкости в ловушке для конденсата будет стабилизировано и считается, что улучшится разделение тяжелой и легкой жидкостей.
Целесообразно, чтобы выпускное отверстие для легкой жидкости было соединено с таким поперечным соединением труб.
Кроме того, в настоящем изобретении предложен способ разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, указанный способ включает в себя следующее:
- предусматривают наклоненный вниз разделительный сосуд, содержащий впускное отверстие для жидкости, расположенное на первой высоте, выпускное отверстие для тяжелой жидкости, расположенное на второй высоте, которая меньше первой высоты, выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на третьей высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, выпускное отверстие для газа, расположенное выше всех выпускных отверстий для жидкостей, и дополнительное выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на четвертой высоте, которая меньше первой высоты и больше третьей высоты, при этом, по меньшей мере, выпускное отверстие, расположенное на третьей высоте, снабжено регулирующим клапаном;
- дают доступ потоку флюида к впускному отверстию для флюида;
- отводят тяжелую жидкость из выпускного отверстия для тяжелой жидкости;
- отводят легкую жидкость, по меньшей мере, из одного выпускного отверстия для легкой жидкости;
- отводят газ из выпускного отверстия для газа;
- получают значение высоты границы раздела тяжелой и легкой жидкостей в разделительном сосуде;
- управляют регулирующим клапаном третьего выпускного отверстия в зависимости от высоты границы раздела.
Целесообразно предусмотреть сосуд для сбора, предназначенный для легкой жидкости и содержащий одно или несколько впускных отверстий, соединенных с выпускными отверстиями для легкой жидкости и где значение высоты границы раздела тяжелой и легкой жидкостей основано на значении высоты границы раздела в сосуде для сбора.
Краткое описание чертежей
Далее изобретение будет описано подробно со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг.1 - вид в изометрии, схематически показывающий первый вариант осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 - вид сверху, схематически показывающий второй вариант осуществления настоящего изобретения; и
фиг.3 - вид сбоку, схематически показывающий третий вариант осуществления настоящего изобретения.
Когда одинаковые ссылочные позиции используются на разных чертежах, они обозначают одинаковые или аналогичные объекты.
Подробное описание изобретения
Для простоты, в подробном описании будем говорить о конденсате и воде вместо легкой жидкости и тяжелой жидкости соответственно, но ясно, что те же принципы применимы для других составов легкой и тяжелой жидкостей.
На фиг.1 схематически показана система 1, предназначенная для разделения потока 2 флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость. Система содержит разделительную ловушку 5 для конденсата, которая представляет собой разделительный сосуд и определяет направленное вниз разделительное пространство. Как показано, ловушка для конденсата содержит четыре трубы 8, которые наклонены вниз от впускного отверстия, предназначенного для потока 2 флюида и расположенного на первой высоте, то есть от впускного коллектора 10. На фиг.1 показано четыре трубы, но ясно, что может присутствовать большее или меньшее количество труб. В принципе, достаточно одной трубы. Обычное число труб, также называемых бутылками, находится в диапазоне от 2 до 10, предпочтительно от 4 до 8, например 6. Обычно трубы наклонены на небольшой угол, обычно меньше или даже много меньше 10 градусов относительно горизонтали, что сделано для оптимального разделения. Трубы доходят до коллектора 15 конденсата, расположенного на третьей высоте и соединенного с помощью направленных вниз трубопроводов 18 с водосборником 20 ловушки 5 для конденсата, который расположен на второй высоте.
Водосборник соединен с выпускным трубопроводом 23, предназначенным для воды, выходящей из ловушки 5 для конденсата, в том числе соединен с клапаном 24. Целесообразно установить измеритель 26 уровня, предназначенный для определения высоты границы раздела конденсат/вода в области коллектора 15 конденсата и водосборника 20, например, с использованием измерения разницы давлений. Клапаном 24 можно управлять с целью поддержания высоты границы раздела выше заранее заданного минимума и насколько возможно ниже заранее заданного максимума.
Коллектор конденсата содержит выпускное отверстие 30, предназначенное для конденсата, расположенное на третьей высоте и соединенное с выпускным трубопроводом 32, снабженным регулирующим клапаном 33.
Между впускным коллектором 10 и коллектором 15 конденсата предусмотрены два дополнительных коллектора, которые поперечно соединяют трубы 8 на различных высотах, то есть первый дополнительный коллектор 40 конденсата расположен на четвертой высоте, которая больше третьей высоты, а второй дополнительный коллектор 45 конденсата расположен на пятой высоте, которая больше четвертой высоты. Выпускное отверстие 51, ведущее из первого дополнительного коллектора 40 конденсата, расположенного на четвертой высоте, соединено с выпускным трубопроводом 52, который регулируется клапаном 53. Выпускное отверстие 56, ведущее из второго дополнительного коллектора 45 конденсата, расположенного на пятой высоте, соединено с выпускным трубопроводом 57.
Разделительный сосуд не содержит выпускных отверстий, которые предназначены для поступающего при нормальной работе потока флюида и которые расположены ниже любого выпускного отверстия для жидкости.
Далее система содержит сосуд 60 для сбора конденсата. Сосуд для сбора содержит впускное отверстие, соединенное с выпускным отверстием 30, ведущим от коллектора 15 конденсата, с помощью регулируемого трубопровода 32, содержит впускное отверстие, соединенное с выпускным отверстием 51, ведущим от первого дополнительного коллектора 40 конденсата, с помощью регулируемого трубопровода 52, и содержит впускное отверстие, соединенное с выпускным отверстием 56, ведущим от второго дополнительного коллектора 45 конденсата, с помощью трубопровода 57. Далее нижний конец сосуда для сбора соединен с выпускным трубопроводом 63, предназначенным для конденсата, при этом выпускной трубопровод снабжен клапаном 64, которым управляет управляющее устройство 65.
Каждая труба 8 ловушки 5 для конденсата снабжена выпускным отверстием для газа, расположенным выше всех выпускных отверстий для конденсата, то есть выше второго дополнительного коллектора 45 конденсата, расположенного на пятой высоте. Выпускные трубопроводы для газа и коллектор 70 газа схематически обозначены и соединены с выпускным трубопроводом 71 газа. Предпочтительно, чтобы поперечный коллектор 70 газа был расположен выше, чем впускной коллектор 10. Верхний конец сосуда 60 для сбора также соединен с выпускным трубопроводом газа с помощью трубопровода 72, что сделано для выпуска газа из указанного сосуда. Это также полезно с точки зрения баланса давлений в различных частях системы 1, так что, в частности, уровни жидкостей в сосуде 60 для сбора, по существу, совпадают с уровнями жидкостей в трубах 8.
Разделительное пространство, определенное ловушкой 5 для конденсата, образовано внутренним пространством трубок 8, впускным коллектором 10, коллектором 15 конденсата и дополнительными коллекторами 40, 45, водосборником 20 и трубопроводами 18. Несомненно, что наибольшая часть объема расположена в трубах 8.
Жидкость в сосуде 60 для сбора, по существу, будет представлять собой только конденсат, так что измерение общего уровня жидкости в сосуде 60 дает хороший индикатор уровня границы раздела конденсат/газ в трубах 8. Таким образом, предусмотренный измеритель 75 уровня предназначен для отслеживания общего уровня жидкости в сосуде для сбора, при этом действие измерителя 75 уровня также может быть основано на измерении разницы давлений или, например, он может являться плавающим измерителем. Указанный измеритель представляет собой средство определения высоты границы раздела легкой жидкости и тяжелой жидкости в системе. Другими средствами может быть один или несколько измерителей уровня, расположенных в трубах 8, но это считается менее эффективным решением.
Измеритель уровня содержит выходной провод, ведущий к управляющему устройству 80, которое управляет, по меньшей мере, клапанами 33 и 53. В настоящем варианте осуществления изобретения выход измерителя уровня также поступает на управляющее устройство 65, которое управляет извлечением конденсата из сосуда, целесообразно с целью поддержания уровня. Управляющие устройства 65 и 80 также могут являться одним устройством, выполняющим несколько функций управления.
При нормальной работе системы 1 поток 2 флюида, содержащего газ, конденсат и воду, поступает во впускной коллектор 10 и распределяется по трубам. В трубах имеет место гравитационное разделение, при котором вода расположена внизу, в водосборнике 20, конденсат расположен вверху, обычно заполняя, по меньшей мере, верхнюю часть коллектора 15 конденсата, а газ расположен в верхней части труб.
Воду удаляют из водосборника 20 по трубопроводу 23, при этом регулирование уровнем осуществляется клапаном 24. Газ удаляют по трубопроводу 71, обычно при регулировании давления (не показано), при этом давление в трубопроводе 71 измеряют и подают в управляющее устройство/клапан, расположенный в трубопроводе 2 подачи, выше по потоку, например, на эксплуатационную платформу. Также трубопровод 71 обычно содержит предохранительный клапан (не показан), предохраняющий от избыточного давления.
Далее при нормальной работе, конденсат будет присутствовать, по меньшей мере, в верхней части коллектора 15 конденсата, где расположено выпускное отверстие 30. Обычно клапан 33 будет открыт.
При подходе пробки, граница раздела вода/конденсат и граница раздела конденсат/газ в трубах 8 поднимается. В частности, граница раздела вода/конденсат может подняться выше выпускного отверстия 30 коллектора 15 конденсата (расположенного на третьей высоте). Тем не менее воду необходимо не пропустить в сосуд 60 для сбора. Таким образом, в случае пробки клапан 33 закрыт. Если уровень вода/конденсат еще не достиг четвертой высоты, соответствующей выпускному отверстию 51 из первого дополнительного коллектора 40 конденсата, то клапан 53 остается открытым и обеспечивает выпуск конденсата в сосуд для сбора. Если уровень вода/конденсат поднялся выше выпускного отверстия 51, то клапан 53 также закрывают, но конденсат может продолжить течь в сосуд для сбора по выпускному отверстию 56 и трубопроводу 57. Второй дополнительный коллектор 45 конденсата расположен на высоте, большей максимально возможной высоты 58 границы раздела вода/конденсат в ловушке 5 для конденсата. Этот максимум может быть определен при проектировании системы. По этой причине трубопровод 57 не нужно снабжать регулирующим клапаном, как трубопроводы 32 и 52. Тем не менее должно быть ясно, что в трубопроводе 57 также может быть расположен регулирующий клапан.
Управлять клапанами 33, 53, в принципе, можно на основе любого индикатора высоты уровня вода/конденсат. Даже индикатор подхода пробки из места, расположенного выше по потоку в трубопроводе 2, может быть использован для закрывания клапанов или может быть использовано непосредственное измерение границы раздела вода/конденсат. Предпочтительно, чтобы использовался общий уровень воды (конденсата) в сосуде 60 для сбора. С этой целью данные из измерителя 75 уровня подаются на управляющее устройство, а управляющее устройство открывает только клапан 33 или 53, в случае, когда уровень жидкости в сосуде 60 для сбора ниже заранее заданного максимального уровня для каждого клапана. Заранее заданный максимальный уровень для границы раздела конденсат/газ, нужный для открывания клапана в сосуде для сбора, выбирается так, чтобы соответствующая граница раздела вода/конденсат в ловушке 5 для конденсата была ниже высоты выпускного отверстия из соответствующего (дополнительного) коллектора конденсата. Целесообразно, чтобы заранее заданный уровень выбирался так, чтобы он был равен заранее заданной высоте, превосходящей высоту расположения соответствующего выпускного отверстия для (дополнительного) коллектора конденсата.
Таким образом, если подходит пробка и уровень конденсата в сосуде 60 для сбора увеличивается, то, при необходимости, закрывают клапаны 33 и 53. Когда пробка прошла, уровень конденсата в сосуде 60 для сбора и граница раздела вода/конденсат в ловушке 5 для конденсата снова уменьшается и клапаны можно снова открыть для восстановления нормальной работы.
Сосуд 60 для сбора также может быть снабжен отдельным и функционирующим независимо защитным средством обеспечения минимального уровня, которое не зависит от системы управления уровнем (не показана). Таким образом, оборудование, расположенное ниже по потоку относительно трубопровода 63, например дополнительный сепаратор конденсата, может быть надежно защищен от прорыва газа, который может иметь место при нескольких точках отвода конденсата, расположенных на различных высотах.
На фиг.2 показан второй вариант осуществления системы 101, соответствующей настоящему изобретению. На фиг.2 показан вид сверху ловушки 105 для конденсата, в общем, аналогичной ловушке 5 для конденсата с фиг.1, при этом одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых или аналогичных деталей. Основное различие состоит в том, что одна из труб, труба 108, расположена так, чтобы выступать в качестве сосуда для сбора, так что нет необходимости в установке отдельного сосуда для сбора (такого как сосуд 60 с фиг.1). Труба 108 для сбора не соединена с впускным коллектором 10. В качестве альтернативы, например, при адаптации существующей ловушки для конденсата к настоящему изобретению, соединение с впускным коллектором может быть блокировано. Труба 108 для сбора соединена с коллектором 70 газа и с помощью трубопроводов 32, 52, 57, снабженных регулирующими клапанами 33, 53, 113, соединена с коллектором 15 конденсата, первым и вторым дополнительными коллекторами 40,45 конденсата соответственно.
Для ясности на фиг.2 не показан контур управления системой 101, но ясно, что он может быть расположен аналогично контуру управления, описанному со ссылками на фиг.1. В частности, может быть предусмотрен подходящий измеритель уровня жидкости, предназначенный для измерения уровня конденсата в наклонной трубе 108 и служащий для того, чтобы труба 108 для сбора обеспечивала данные для устройства управления с целью управления клапанами 33, 53, 113. Целесообразно, управлять оттоком воды по трубопроводу 23 в зависимости от уровня границы раздела вода/конденсат. Целесообразно, управлять оттоком конденсата по трубопроводу 63 в зависимости от уровня жидкости в трубе 108 для сбора, также поддерживая минимальный уровень конденсата в этой трубе. Целесообразно, забирать газ из трубопровода 71 с помощью управления давлением. С такой системой управления нормальная работа системы 101 может быть аналогична работе системы управления для системы 1, описанной выше. Достоинством системы 101 является то, что выделенная труба 108 для сбора является частью объема ловушки для конденсата и не является дополнительным объемом, который нужно устанавливать. Это объясняется тем, что пробка из жидкости также будет наполнять эту трубу, находясь внизу ее.
На фиг.3 показан вид сбоку третьего варианта осуществления системы 201, соответствующей настоящему изобретению. В общем, система 201 аналогична системе, описанной со ссылками на фиг.1, и одинаковые ссылочные позиции используются для обозначения одинаковых или аналогичных деталей.
На виде сбоку показано, что трубы 8 наклонены вниз на очень малый угол. Обычным является угол, составляющий 0,5-1 градусов с горизонталью. Как показано, расположенная ниже по потоку часть 208 может иметь больший наклон, например, 1-5 градусов. На фиг.3 углы излишне увеличены. Впускной коллектор не показан. Диаметр труб может составлять от 1 до 2 метров, а общий объем ловушки для конденсата может равняться 1000-3000 м3.
Предусмотрен только один дополнительный коллектор 45 конденсата, расположенный над заранее заданным максимальным уровнем воды, так что отсутствует регулирующий клапан трубопровода 57. Управляющий контур в значительной степени аналогичен управляющему контуру с фиг.1, здесь показаны отдельное управляющее устройство 263 низкого уровня сосуда 60 для сбора, регулирующий клапан 264, служащий отдельной защитой обеспечения минимального уровня.
Здесь дополнительный коллектор 45 конденсата расположен над трубами 8, а не между трубами, как на фиг.1. Также он может быть расположен ниже труб, но это будет создавать проблему в случае, когда поступающий поток содержит значительное количество твердых частиц, которые могут оседать в таком дополнительном коллекторе.
На фиг.3 система 201 показана в ситуации, когда подходит пробка. Граница 210 раздела вода/конденсат расположена значительно выше коллектора 15 конденсата. Следовательно, граница 212 раздела конденсат/газ также быстро поднимается и заполняет сосуд для сбора. Уровень 214 жидкости в сосуде для сбора уже поднялся так, что превышает уровень, при котором устройство 80 управления закрывает клапан 33. В качестве альтернативы или в дополнение, для управления клапаном 33 также может быть использована информация от измерителя 26 уровня границы раздела вода/конденсат.
В зависимости от качества разделения конденсат-вода, выполненного в ловушке для конденсата, конденсат и вода, отводимые из системы, соответствующей изобретению, могут быть направлены непосредственно для обработки жидкости, которая производится ниже по потоку, или для лучшего разделения сначала могут быть направлены на один или несколько выделенных сепараторов, таких как трехфазные сепараторы.
Изобретение также может быть использовано для получения флюида из газовых месторождений, в частности находящихся на расстоянии от берега газовых месторождений, где газообразные углеводороды часто содержат ассоциированные жидкости, такие как нефтяное масло и/или вода.
Газообразные углеводороды могут содержать примеси, такие как сероводород, азот, углекислый газ или другие газы. Вода также может содержать примеси, такие как ртуть, солевые отложения, и добавки, такие как добавки гидроксида, в том числе гликоль и антикоррозионные добавки, растворенные соли, такие как хлориды натрия, кальция и магния.
Любые присутствующие твердые частицы могут содержать сульфат железа, солевые отложения, другие соли угольной кислоты, песок и небольшие количества сульфата бария или сульфата стронция. Твердые частицы также содержат пирофорные соединения. При необходимости, в трубопроводах 23 и/или 63 могут быть расположены фильтры твердых частиц.
Предпочтительно, чтобы, по существу, весь нерастворенный газ отделялся от жидкости в ловушке для конденсата.
Когда говорим "по существу", то имеется в виду, если не оговорено иное, по меньшей мере, 90% всего потока, предпочтительно, по меньшей мере, 95% всего потока и может означать 100% всего потока.
Система, соответствующая настоящему изобретению, может работать при высоких давлениях, например, находящихся в диапазоне от 4 МПа до 12 МПа, предпочтительно от 6 МПа до 9 МПа. Находящееся ниже по потоку оборудование, такое как дополнительные сепараторы, может работать при давлении, меньшем давления ловушки для конденсата, например, при давлении, составляющем от 2 МПа до 4 МПа.
Предпочтительно, чтобы к впускному концу системы было присоединено несколько подводящих трубопроводов, например, два или три трубопровода. Предпочтительно, чтобы в произвольный момент времени только один трубопровод чистился с использованием скребка трубопровода.
Отделенные газообразные углеводороды могут быть использованы для получения синтез-газа, который является смесью угарного газа и водорода, полученной при парциальном окислении.
Для преобразования синтез-газа в жидкие и/или твердые углеводороды может быть использован процесс Фишера-Тропша. При этом синтез-газ подают в реакционную камеру, где он преобразуется за одну или несколько стадий при подходящем катализаторе и повышенной температуре и давлении в парафиновые соединения, в диапазоне от метана или С5+ до соединений большого молекулярного веса, содержащих до 200 атомов углерода или, при специфических условиях, даже больше.
Конечно, газ может быть использован для других целей, например бытового газоснабжения или преобразования в сжиженный природный газ.
Claims (16)
1. Система разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, которая включает разделительный сосуд, расположенный так, что он определяет направленное вниз разделительное пространство, частично образованное внутренним пространством наклоненной вниз трубы, разделительное пространство содержит впускное отверстие для потока флюида, расположенное на первой высоте, выпускное отверстие для тяжелой жидкости, расположенное на второй высоте, которая меньше первой высоты, выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на третьей высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, выпускное отверстие для газа, расположенное выше выпускных отверстий для жидкости, дополнительное выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на четвертой высоте, которая меньше первой высоты, но больше третьей высоты, и, по меньшей мере, выпускное отверстие, расположенное на третьей высоте, снабжено регулирующим клапаном, который открывается и закрывается в зависимости от типа жидкости, находящейся в трубопроводе на этом уровне.
2. Система по п.1, которая дополнительно содержит сосуд для сбора, предназначенный для легкой жидкости и содержащий одно или несколько впускных отверстий, соединенных с выпускными отверстиями для легкой жидкости.
3. Система по п.2, которая дополнительно содержит измеритель уровня, предназначенный для определения уровня границы раздела в сосуде для сбора.
4. Система по п.3, которая дополнительно содержит управляющее устройство, предназначенное для управления регулирующим клапаном в зависимости от значения уровня, полученного измерителем уровня.
5. Система по п.1, которая дополнительно содержит средство определения высоты границы раздела легкой и тяжелой жидкостей в системе.
6. Система по п.1, которая содержит несколько наклоненных вниз труб, при этом некоторые из этих труб образуют часть разделительного сосуда, а сосуд для сбора образован одной или несколькими из оставшихся труб, при этом последние трубы не содержат впускных отверстий для потока флюида.
7. Система по п.1, которая содержит несколько выпускных отверстий для легкой жидкости, расположенных на различных высотах, при этом наиболее высокое выпускное отверстие для легкой жидкости расположено выше наибольшего предполагаемого уровня тяжелой жидкости и не снабжено регулирующим клапаном для жидкости.
8. Система по п.1, в которой разделительный сосуд содержит несколько наклоненных вниз труб, и система дополнительно содержит одно или несколько поперечных соединений между наклоненными вниз трубами, при этом соединения расположены на высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, предпочтительно, по меньшей мере, одно соединение, расположено на высоте, которая больше третьей высоты.
9. Система по любому из пп.1-8, в которой разделительный сосуд не содержит впускных отверстий, в которые при нормальной работе подается поток флюида, и которые расположены ниже любого выпускного отверстия для жидкости.
10. Система по любому из пп.1-8, в которой разделительный сосуд представляет собой разделительную ловушку для конденсата.
11. Система по любому из пп.1-8, в которой труба наклонена вниз от впускного отверстия для потока флюида, расположенного на первой высоте, и труба содержит выпускное отверстие для газа.
12. Система по любому из пп.1-8, в которой регулирующий клапан закрывается, когда тяжелая жидкость в трубе доходит до третьей высоты.
13. Система по любому из пп.1-8, в которой регулирующий клапан открывается только тогда, когда легкая жидкость в трубе находится на третьей высоте.
14. Способ разделения потока флюида, содержащего газ, легкую жидкость и тяжелую жидкость, который включает следующее: предусматривают наклоненный вниз разделительный сосуд, содержащий впускное отверстие для жидкости, расположенное на первой высоте, выпускное отверстие для тяжелой жидкости, расположенное на второй высоте, которая меньше первой высоты, выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на третьей высоте, которая меньше первой высоты и больше второй высоты, выпускное отверстие для газа, расположенное выше всех выпускных отверстий для жидкостей, и дополнительное выпускное отверстие для легкой жидкости, расположенное на четвертой высоте, которая меньше первой высоты и больше третьей высоты, при этом, по меньшей мере, выпускное отверстие, расположенное на третьей высоте, снабжено регулирующим клапаном; подают поток флюида к впускному отверстию для флюида; отводят тяжелую жидкость из выпускного отверстия для тяжелой жидкости; отводят легкую жидкость, по меньшей мере, из одного выпускного отверстия для легкой жидкости, в том числе отводят легкую жидкость из выпускного отверстия, расположенного на третьей высоте, в случае, когда открыт регулирующий клапан; отводят газ из выпускного отверстия для газа; получают значение высоты границы раздела тяжелой и легкой жидкостей в разделительном сосуде; управляют регулирующим клапаном третьего выпускного отверстия в зависимости от высоты границы раздела.
15. Способ по п.14, который имеет сосуд для сбора, предназначенный для легкой жидкости и содержащий одно или несколько впускных отверстий, соединенных с выпускными отверстиями для легкой жидкости, и при этом значение высоты границы раздела тяжелой и легкой жидкостей основано на значении высоты границы раздела в сосуде для сбора.
16. Способ по любому из пп.14-15, в котором отводят легкую жидкость, по меньшей мере, из одного выпускного отверстия, расположенного на третьей высоте, в случае, когда открыт регулирующий клапан.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP05112603 | 2005-12-21 | ||
| EP05112603.5 | 2005-12-21 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008129696A RU2008129696A (ru) | 2010-01-27 |
| RU2412738C2 true RU2412738C2 (ru) | 2011-02-27 |
Family
ID=36424658
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008129696/05A RU2412738C2 (ru) | 2005-12-21 | 2006-12-19 | Система и способ разделения потока флюида |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7611635B2 (ru) |
| AU (1) | AU2006328485B2 (ru) |
| NO (1) | NO20083051L (ru) |
| RU (1) | RU2412738C2 (ru) |
| WO (1) | WO2007071664A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643965C2 (ru) * | 2012-08-06 | 2018-02-06 | Статойл Петролеум Ас | Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины |
| RU2806441C2 (ru) * | 2022-03-10 | 2023-11-01 | Анна Алексеевна Сильвестрова | Способ промысловой подготовки нефтесодержащей пластовой смеси и устройство для его осуществления |
Families Citing this family (34)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO328328B1 (no) * | 2007-03-20 | 2010-02-01 | Fmc Kongsberg Subsea As | Undervanns separasjonsanlegg. |
| FR2921844B1 (fr) * | 2007-10-09 | 2011-11-25 | Saipem Sa | Dispositif de separation liquide/gaz horizontal et procede de separation, notamment des phases liquide et gazeuse d'un petrole brut |
| US7731037B2 (en) * | 2007-12-12 | 2010-06-08 | Occidental Oil And Gas Holding Corporation | Separating sand from fluids produced by a well |
| NO332062B1 (no) * | 2008-02-28 | 2012-06-11 | Statoilhydro Asa | Sammenstilling for separasjon av en flerfasestrom |
| NO330854B1 (no) * | 2009-10-23 | 2011-08-01 | Future Engineering As | Fremgangsmate for kontinuerlig bruk av en vakuumert vannutskillingskrets integrert med et hydraulikkoljereservoar |
| US8308959B2 (en) * | 2010-04-23 | 2012-11-13 | Express Energy Operating LP | Material separator |
| FR2961712B1 (fr) * | 2010-06-23 | 2012-08-17 | Saipem Sa | Dispositif modulaire de separation gravitaire liquide/liquide |
| US8151483B2 (en) | 2010-07-06 | 2012-04-10 | Tdw Delaware, Inc. | Progressive dewatering and inhibitor dispersal rolling pig |
| US8945395B2 (en) * | 2011-11-29 | 2015-02-03 | Bonavista Energy Corporation | Settling vessel and method of use |
| SG11201402374SA (en) | 2012-01-03 | 2014-09-26 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method for production of hydrocarbons using caverns |
| FI123803B (en) | 2012-06-26 | 2013-10-31 | Outotec Oyj | A method for preparing a solvent extraction basin and a solvent extraction basin |
| FI124674B (en) * | 2012-06-26 | 2014-11-28 | Outotec Oyj | Solvent extraction method and solvent extraction basin |
| FI123835B (en) | 2012-06-26 | 2013-11-15 | Outotec Oyj | Arrangement for a pool for solvent extraction |
| FI123834B (en) | 2012-06-26 | 2013-11-15 | Outotec Oyj | Method of making a trough and trough |
| FI123831B (en) | 2012-06-26 | 2013-11-15 | Outotec Oyj | Solvent extraction clarifier tank arrangement |
| FI124030B (en) | 2012-06-26 | 2014-02-14 | Outotec Oyj | Method for making a fence and a fence |
| US9371724B2 (en) * | 2012-07-27 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| CA2878608C (en) * | 2012-10-08 | 2018-06-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| AU2013366520B2 (en) * | 2012-12-21 | 2017-10-26 | Seabed Separation As | Inclined tubular separator for separating oil well substances |
| US9095799B1 (en) * | 2013-03-12 | 2015-08-04 | John Henry Packard | Debris catcher and sand trap for pipeline |
| US10052568B2 (en) | 2013-03-28 | 2018-08-21 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for gas-liquid separators |
| CA2942348C (en) * | 2014-03-12 | 2017-05-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Split flow pipe separator with sand trap |
| EP3137732B1 (en) | 2014-04-29 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
| US20160003558A1 (en) * | 2014-07-03 | 2016-01-07 | General Electric Company | Fluid processing system, heat exchange sub-system, and an associated method thereof |
| SG11201702668RA (en) | 2014-11-17 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Liquid collection system |
| ES2743348T3 (es) * | 2015-06-20 | 2020-02-18 | Pacific Petroleum Recovery Alaska Llc | Separador de aceite-agua |
| NO20161578A1 (en) * | 2016-09-30 | 2017-12-11 | Seabed Separation As | Method and system for separating oil well substances |
| WO2018106756A2 (en) | 2016-12-06 | 2018-06-14 | Saudi Arabian Oil Company | Water separation in flowlines or trunk lines |
| US10682590B2 (en) | 2017-05-15 | 2020-06-16 | Pacific Petroleum Recovery Alaska, Llc | Mixed density fluid separator |
| JP7087877B2 (ja) * | 2017-09-29 | 2022-06-21 | 三菱ケミカル株式会社 | 分離方法及び（メタ）アクリル酸エステルの製造方法 |
| NO20180538A1 (en) * | 2018-04-20 | 2019-06-11 | Seabed Separation As | Method for control of and inner tube of inclined tubular separator |
| US20210129046A1 (en) * | 2019-10-30 | 2021-05-06 | WeldFit Corporation | Apparatus and Associated Methods for Cleaning Slug Catcher |
| US11555571B2 (en) | 2020-02-12 | 2023-01-17 | Saudi Arabian Oil Company | Automated flowline leak sealing system and method |
| KR102605081B1 (ko) * | 2021-07-01 | 2023-11-22 | 현대건설(주) | 다상 물질 분리 장치 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1516132A (en) * | 1923-02-26 | 1924-11-18 | William R Allen | Oil and water stratifying device |
| US1762538A (en) * | 1923-04-16 | 1930-06-10 | Petroleum Rectifying Co | Water-level-controlling device |
| US4661127A (en) * | 1984-02-02 | 1987-04-28 | Stone & Webster Engineering Limited | Submersible liquid/gas separator apparatus |
Family Cites Families (24)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB139417A (en) | 1919-08-22 | 1920-03-04 | Walter Arthur Brown | Process for separating hydrocarbons and water |
| US1559115A (en) | 1922-07-05 | 1925-10-27 | William M Marker | Throttled outlet separator |
| US1496090A (en) | 1922-07-05 | 1924-06-03 | William M Marker | Trapped outlet separator |
| US2423793A (en) | 1944-02-02 | 1947-07-08 | Walter L Olivo | Oil and water separator having a collecting pipe and a stratification pipe therebelow |
| US2825422A (en) * | 1954-09-16 | 1958-03-04 | Otto B Schoenfeld | Emulsion separator |
| US2984360A (en) * | 1957-03-25 | 1961-05-16 | Oil Metering And Proc Equipmen | Multipurpose separator |
| US3249227A (en) | 1961-11-06 | 1966-05-03 | Sun Oil Co | Centrifugal separator |
| US3318448A (en) * | 1963-09-06 | 1967-05-09 | William E Fryer | Fluid separating and cleaning method and apparatus |
| US3971719A (en) * | 1974-12-09 | 1976-07-27 | Exxon Production Research Company | Three-phase separator |
| US4583998A (en) * | 1982-11-19 | 1986-04-22 | Laurance S. Reid | Separator system and process for gas conditioning solutions |
| GB8402769D0 (en) | 1984-02-02 | 1984-03-07 | Stone & Webster Eng Ltd | Floating submersible liquid/gas separator apparatus |
| US5288312A (en) | 1993-02-26 | 1994-02-22 | Atlantic Richfield Company | Fluid slug flow mitigation and gas separation system |
| US5507858A (en) | 1994-09-26 | 1996-04-16 | Ohio University | Liquid/gas separator and slug flow eliminator and process for use |
| AUPP101297A0 (en) | 1997-12-18 | 1998-01-15 | Crocker, Stephen | Separators for oil, gas, mud and solids |
| US6099742A (en) * | 1999-02-05 | 2000-08-08 | Komistek; Stephen M. | Inclined emulsion treater |
| EP1044711A1 (en) * | 1999-04-12 | 2000-10-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Device for separating a mixture of fluids |
| US6250131B1 (en) | 1999-09-10 | 2001-06-26 | Texaco Inc. | Apparatus and method for controlling and measuring steam quality |
| CA2339590C (en) * | 2001-03-07 | 2002-03-12 | Cory Hetherington | Heated inclined separation pressure vessel |
| CA2345940A1 (en) * | 2001-05-04 | 2002-11-04 | Stephen Michael Komistek | Inclined freewater knockout(ifwko) |
| DE60326324D1 (de) | 2002-03-25 | 2009-04-09 | Shell Int Bv | Methode und vorrichtung zum trennen einer mischung von fluiden |
| EP1352679A1 (en) | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Separator |
| NO320473B1 (no) * | 2002-09-09 | 2005-12-12 | Norsk Hydro As | Anordning ved separator for separasjon av flerfasefluid. |
| DE10310002B3 (de) | 2003-02-27 | 2004-09-16 | Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e.V. | Trennverfahren und Trennvorrichtung für Flüssigkeit und Gas in einem Zwei-Phasen-Gemisch |
| US7540902B2 (en) * | 2004-11-24 | 2009-06-02 | Shell Oil Company | Separator for multi-phase slug flow and method of designing same |
-
2006
- 2006-12-19 US US12/158,189 patent/US7611635B2/en active Active
- 2006-12-19 WO PCT/EP2006/069881 patent/WO2007071664A1/en not_active Ceased
- 2006-12-19 AU AU2006328485A patent/AU2006328485B2/en active Active
- 2006-12-19 RU RU2008129696/05A patent/RU2412738C2/ru active
-
2008
- 2008-07-07 NO NO20083051A patent/NO20083051L/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1516132A (en) * | 1923-02-26 | 1924-11-18 | William R Allen | Oil and water stratifying device |
| US1762538A (en) * | 1923-04-16 | 1930-06-10 | Petroleum Rectifying Co | Water-level-controlling device |
| US4661127A (en) * | 1984-02-02 | 1987-04-28 | Stone & Webster Engineering Limited | Submersible liquid/gas separator apparatus |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2643965C2 (ru) * | 2012-08-06 | 2018-02-06 | Статойл Петролеум Ас | Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины |
| RU2806441C2 (ru) * | 2022-03-10 | 2023-11-01 | Анна Алексеевна Сильвестрова | Способ промысловой подготовки нефтесодержащей пластовой смеси и устройство для его осуществления |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008129696A (ru) | 2010-01-27 |
| NO20083051L (no) | 2008-07-07 |
| US20080272059A1 (en) | 2008-11-06 |
| WO2007071664A1 (en) | 2007-06-28 |
| AU2006328485B2 (en) | 2009-12-17 |
| AU2006328485A1 (en) | 2007-06-28 |
| US7611635B2 (en) | 2009-11-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2412738C2 (ru) | Система и способ разделения потока флюида | |
| RU2367498C2 (ru) | Способ и устройство для разделения смеси текучих сред | |
| CA2561447C (en) | A gravity separator for a multi-phase effluent | |
| DK179274B1 (en) | Split flow pipe separator | |
| CA2393406C (en) | System for producing de-watered oil | |
| US9114332B1 (en) | Multiphase flow measurement apparatus utilizing phase separation | |
| US20050173322A1 (en) | Subsea separation apparatus for treating crude oil comprising a separator module with a separator tank | |
| KR101785923B1 (ko) | 다중 위상 분리 시스템 | |
| AU2006316465B2 (en) | A method for receiving fluid from a natural gas pipeline | |
| US10245530B2 (en) | Modular plant and process for liquid/gas separation, in particular for liquid and gaseous phases of a crude oil | |
| CN204865094U (zh) | 高效海上油气生产油气水三相分离器 | |
| CN204646211U (zh) | 油水界面稳定天然气凝液三相分离装置 | |
| CN106837293B (zh) | 倾斜管式h型水下原油在线分离方法 | |
| CA2728035A1 (en) | Multi-stage separator for propane recapture generator waste | |
| CN109652154B (zh) | 一种橇装式天然气脱油脱水一体化集成装置和方法 | |
| CN201277024Y (zh) | 油气混输段塞流捕集器 | |
| CN201954259U (zh) | 水封排水密封罐装置 | |
| SU1240872A1 (ru) | Устройство дл разработки обводн ющихс залежей газа и нефти | |
| Hadzihafizovic | Separation oil and gas | |
| NO175966B (no) | Apparat til separering av gasser og væsker for et bevegelig fartöy eller kjöretöy | |
| CN209226915U (zh) | 重质油分离提纯的控制系统 | |
| CN222226273U (zh) | 一种段塞流分离器 | |
| GB2554076A (en) | Subsea hydrocarbon processing | |
| RU2317408C2 (ru) | Способ утилизации попутно добываемых нефтяного газа и пластовой воды и система для его реализации | |
| CN101865360A (zh) | 新型高效旋流段塞流捕集器 |