(57) Реферат / Формула:
Резервуар (1) для разделения нефти и газа от воды содержит в основном цилиндрический вертикальный резервуар по меньшей мере с одной секцией. Секции имеют вход для жидкости (2), первую внутреннюю кольцеобразную стенку (5), первую коническую часть (9) и первое центральное отверстие (8). Вторая внутренняя кольцеобразная стенка (15) размещена на расстоянии от первой внутренней кольцеобразной стенки и имеет вторую коническую часть (19) и второе центральное отверстие (18). На нижнем конце первой кольцеобразной стенки расположено первое отверстие (10) потока, а на нижнем конце второй внутренней кольцеобразной стенки (15) расположено второе отверстие (20) потока.
2420-183222ЕА/042 РАЗДЕЛИТЕЛЬНЫЙ РЕЗЕРВУАР ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА ОТ ВОДЫ
Настоящее изобретение относится к разделительному резервуару для отделения нефти и газа от воды, содержащему в основном цилиндрический вертикальный резервуар с, по меньшей мере, одной секцией, имеющей вход для жидкости, первую внутреннюю кольцеобразную стенку, по меньшей мере, один первый выход в верхней части секции и, по меньшей мере, один второй выход в нижней части секции, причем вход для жидкости, тангенциально направлен вдоль внутренней стороны цилиндрической стенки резервуара, первая внутренняя кольцеобразная стенка проходит от боковой цилиндрической стенки резервуара и имеет первую коническую часть, первое центральное отверстие на конце первой внутренней кольцеобразной стенки и первое отверстие потока.
Разделительный резервуар такого типа известен из публикаций W0 2007/049246, в которой первая коническая часть проходит от стенки резервуара в местоположение несколько ниже входного отверстия для жидкости и поднимается вверх к первому центральному отверстию. В данной публикации раскрыто последовательное или параллельное подключение нескольких разделительных резервуаров. В публикации WO 2007/049245 также описывается разделительный резервуар, в котором стабилизатор потока размещен в единственной секции резервуара, и раскрыто последовательное или параллельное подключение нескольких разделительных резервуаров.
Разделительные резервуары применяют для удаления малых количеств нефти от основного потока воды. Основной поток воды является, как правило, результатом добычи сырой нефти, после первичного разделения нефти от потока жидкости, прибывающей из скважины. Начальное разделение может проходить в одну или более стадий и водный поток, отделенный от нефти, будет содержать небольшое количество нефти и газа, например, 100 мг нефти на литр воды (100 ррт нефти) или даже меньше, например, 50 мг на литр воды (50 ррт нефти) . Хотя эти количества нефти могут казаться малыми, но с точки зрения экологии лучше, если эти
количества будут еще уменьшены, прежде чем воду выпустят в подходящий приемник, такой как море или бассейн. В дополнение к очистке воды перед ее выпуском разделительные резервуары имеют особое преимущество, заключающееся в том, что возвращенная нефть может быть использована. В этом отношении довольно высокая степень очистки может быть выгодной также в тех случаях, когда вода должна быть повторно введена в нефтяное месторождение.
Целью настоящего изобретения является обеспечение высокой степени удаления пузырьков газа из воды, прежде чем водные потоки пройдут через второй выход.
В связи с этим вышеописанный разделительный резервуар согласно настоящему изобретению характеризуется тем, что секция резервуара имеет вторую внутреннюю кольцеобразную стенку, помещенную в секции на расстоянии от первой внутренней кольцеобразной стенки и проходящую от боковой цилиндрической стенки резервуара, вторая внутренняя кольцеобразная стенка имеет вторую коническую часть, второе центральное отверстие на конце второй внутренней кольцеобразной стенки и второе отверстие потока на более низком конце второй внутренней кольцеобразной стенки.
Первая внутренняя кольцеобразная стенка и вторая внутренняя кольцеобразная стенка вместе образуют двустенную конусную структуру, где коническое кольцевое промежуточное пространство находится между первой конической частью и второй конической частью. Жидкость, текущая вниз через первое отверстие потока, поступает в промежуточное рабочее пространство и течет там в вихревом потоке. Этот вихревой поток является дополнительным к вихревым потокам в верхней части и к вихревому потоку в нижней части резервуара. Вихревой поток в промежуточном пространстве обеспечивает эффективное соединение незначительного количества газовых пузырьков, присутствующих в потоке. По мере того как пузырьки становятся крупнее, они будут подниматься вверх и достигать верхней части резервуара. В результате потоки воды, вытекающие через второе отверстие потока в вихревой поток в нижней части резервуара будут
содержать газа в воде сравнительно меньше, чем в воде, текущей через первое отверстие потока.
В варианте осуществления первая внутренняя кольцеобразная стенка имеет первую внутреннюю радиальную часть, проходящую от первой конической части до цилиндрической боковой стенки секции резервуара. Радиальная часть необходима для создания расстояния в радиальном направлении между концом большого диаметра первой конической части и цилиндрической боковой стенкой, таким образом, остается пространство для вихревого потока в этой области первой конической части. Более мощный поток на конце большого диаметра усиливает вихревой поток вдоль конической части и, таким образом, усиливает эффективность разделения.
В дальнейшем усовершенствовании более позднего варианта осуществления первое отверстие потока расположено в первой кольцеобразной радиальной части. При этом расположении первого отверстия потока полную площадь первой конической части используют в качестве направляющей поверхности для вихревого потока, которая стабилизирует вихревой поток. Газ и нефть в воде проходят к центру сепараторной секции резервуара, и концентрация их будет последовательно повышаться около поверхности конической части. Когда первое отверстие потока расположено в первой кольцеобразной радиальной части, то газ и нефть, собранные около поверхности первой конической части, будут иметь меньшую тенденцию течь через первое отверстие для потока и большую тенденцию течь вверх вдоль первой конической части. Таким образом, часть вихревого потока, проходящего через первое отверстие потока, отводится от радиальной наиболее удаленной области вихревого потока, где содержание воды наивысшее, в конец вихревого потока, примыкающего к первой кольцеобразной части, где диаметр первой конической части является самым большим и соответственно скорость потока самая наивысшая, и силы, отделяющие нефть и газ от воды, таким образом, также самые высокие.
В альтернативном варианте осуществления первое отверстие потока расположено в первой конической части. При этом расположении первого отверстия потока часть нефти и газа,
сконцентрированные около поверхности первой конической части, будут течь с водой через первое отверстие потока и находиться в промежуточном вихревом потоке, где пузырьки газа могут способствовать захвату нефти и укрупнению мелких пузырьков газа в промежуточном вихревом потоке.
В предпочтительном варианте осуществления вторая внутренняя кольцевая стенка имеет вторую кольцеобразную радиальную часть, проходящую от второй конической части к боковой цилиндрической стенке. Хотя возможно использовать кольцеобразную радиальную часть только на первой конической части, предпочтительно, чтобы вторая кольцеобразная радиальная часть соединяла вторую коническую часть с цилиндрической боковой стенкой, что способствует получению наиболее мощного потока на конце большего диаметра второй конической части и общей интенсификации вихревого потока вдоль второй конической части. Конкретным преимуществом получения высокой эффективности разделения в промежуточном вихревом потоке, протекающем между первой конической частью и второй конической частью, является результат получения низких концентраций газа и нефти в водном потоке, проходящем через второе отверстие потока. Это делает возможным уменьшить высоту секции резервуара по сравнению с известным уровнем техники резервуаров. Хотя возможно применение кольцеобразной радиальной части только на второй конической части, является предпочтительным, чтобы секция резервуара содержала первую кольцеобразную радиальную часть, проходящую от первой конической части, и вторую кольцеобразную радиальную часть, проходящую от второй конической части.
В варианте осуществления второе отверстие потока расположено во второй кольцеобразной радиальной части. Преимущество такого расположения второго отверстия потока обеспечивает соответствующие преимущества относительно промежуточного вихревого потока, как описано выше применительно к расположению первого отверстия потока.
В качестве альтернативы второе отверстие потока может быть расположено во второй конической части, например, как в вариантах осуществления, где вторая коническая часть проходит к
конической боковой стенке.
В предпочтительном варианте осуществления первая и вторая внутренние кольцеобразные стенки в основном идентичны по размеру и форме, что приводит к упрощению изготовления и обслуживания, а также к режимам течения, которые становятся более однородными.
В варианте осуществления первое отверстие потока устанавливают в направлении вдоль окружности в диапазоне от 110 до 355° вниз по течению после входа для жидкости. Хотя возможно расположить первое отверстие для потока в диапазоне менее чем 110° вниз по течению от входа для жидкости, расположение на большем расстоянии от входа обеспечивает преимущество в том, что энергия во входящей жидкости лучше используется для усиления вихревого потока. Также можно поместить первое отверстие потока частично или полностью в том же самом угловом положении как вход для жидкости, который, например, может быть удобным, если существует расхождение в высоте между входом для жидкости и первым отверстием потока, но когда вход для жидкости располагают близко по высоте к первому отверстию потока, то первое отверстие потока желательно не должно перекрываться с входом, поскольку это могло бы вызывать нежелательный эффект эжектора от вливающейся жидкости, создающей низкое давление выше первого отверстия потока.
В предпочтительном варианте осуществления второе отверстие потока располагают в направлении вдоль окружности в диапазоне от 110 до 355° вниз по течению после первого отверстия потока. Жидкость, вытекает через первое отверстие потока, чтобы поддержать мощный промежуточный вихревой поток, когда протекает в направлении вдоль окружности без возможности протекания через второе отверстие потока. Хотя второе отверстие потока можно располагать ближе, чем 110° к первому отверстию потока, его предпочтительно располагают, по меньшей мере, на 110° вниз по течению от первого отверстия потока и, предпочтительно, по меньшей мере, на 26 0° вниз по течению от первого отверстия потока.
В варианте осуществления разделительная перегородка установлена на расстоянии от второго отверстия потока. Разделительная перегородка обеспечивает изменение в направлении потока, проходящего через второе отверстие потока, таким образом, чтобы вихревой поток перемещался в нижнюю часть секции резервуара между второй конической частью и вторым выходом.
В другом варианте осуществления разделительная перегородка установлена на расстоянии от второго отверстия потока и является кольцеобразной структурой, проходящей в радиальном направлении от боковой стенки. Кольцеобразная структура особенно эффективна в перемещении вихревого потока в нижнюю часть секции резервуара между второй конической частью и вторым выходом, так как поток жидкости из второго отверстия потока достигает боковой стенки секции резервуара и принудительно вовлекается в вихревой поток, когда кольцеобразная структура, препятствует нисходящему потоку в области около боковой стенки.
Предпочтительно, чтобы вертикальное расстояние между первой внутренней кольцеобразной стенкой и второй внутренней кольцеобразной стенкой было меньше, чем вертикальное протяжение второй внутренней кольцеобразной стенки. Вторая внутренняя кольцеобразная стенка будет, следовательно, проходить во внутреннюю область, окруженную первой внутренней кольцеобразной стенкой, и коническое кольцевое промежуточное пространство между двумя внутренними кольцеобразными стенками станет относительно маленьким, таким, чтобы скорость промежуточного вихревого потока была эффективной. Если выбрано меньшее вертикальное расстояние и меньшее пространство, то скорость промежуточного вихревого потока стремится быть больше.
В варианте осуществления вертикальное расстояние между первой внутренней кольцеобразной стенкой и второй внутренней кольцеобразной стенкой превышает в 0,5-5 раз радиальную ширину первой кольцеобразной радиальной части. Если вертикальное расстояние меньше, чем половина радиальной ширины первой кольцеобразной радиальной части, то расстояние между первой конической частью и второй конической частью становится настолько малым, что сопротивление потоку в результате трения
может стать слишком большим. Если вертикальное расстояние становится в пять раз больше радиальной ширины первой кольцеобразной радиальной части, то расстояние между первой конической частью и второй конической частью становится настолько большим, что скорость в промежуточном вихревом потоке становится слишком маленькой.
В варианте осуществления вторая внутренняя кольцеобразная стенка прикреплена к цилиндрической боковой стенке резервуара в месте, расположенном на расстоянии выше дна резервуара в диапазоне 1/6-1/2 от полной внутренней высоты, предпочтительно в диапазоне от 1/5 до 2/5 высоты резервуара. Область внутри резервуара ниже внутренней кольцеобразной стенки является относительно открытой, где можно дать некоторое время оставшемуся газу, чтобы подняться вверх.
Возможно бесконтрольное изменение потока из первого выхода, но ради обеспечения достижения наивысшей эффективности резервуара в получении относительно высокого количество нефти в потоке из первого выхода, предпочтительно, чтобы секция резервуара имела распределительный клапан расхода для управления потоком, вытекающим из первого выхода секции резервуара. Регулирование расхода допускает корректировку отношения между нефтью и газом в потоке, проходящем через первый выход. Слишком высокий расход может вызвать отток слишком большого количества газа и следствием этого является слишком малое количество нефти относительно газа в оттоке. Слишком низкий расход может вызвать понижение уровня жидкости в секции резервуара и следствием этого является ослабление потока и снижение пропускной способности резервуара.
В предпочтительном варианте осуществления разделительный резервуар имеет устройство контроля давления, которое управляет давлением на первом выходе так, чтобы оно было ниже давления на втором выходе. Устройство контроля давления может быть расположено на резервуаре или в системе, расположенной вниз по течению первого выхода для нефти и газа. Когда разделительный резервуар используется, уровень жидкости внутри секции резервуара повышается и понижается в пульсирующем режиме вокруг
первого выхода для нефти и газа и, когда давление на первом выходе для нефти и газа в секции резервуара становится ниже, чем давление на втором выходе для воды предпочтительно, по меньшей мере, на 0,2 бар ниже, применимо примерно на 0,4 бар ниже, тогда амплитуда колебания в пульсирующем уровне жидкости становится меньше и в результате количество воды, вытекающее вместе с нефтью, уменьшается. Когда давлением управляют на расположенной вниз по течению стороне резервуара, например, управляя давлением в наклоненном резервуаре, то давлением управляют в разделительном резервуаре в целом, тоже самое, когда разделительный резервуар имеет две или более секции. Примеры вариантов осуществления настоящего изобретения описаны далее детально со ссылками к иллюстрациям и схематическими графиками, на которых показано следующее:
фиг.1 изображает вид разделительного резервуара согласно настоящему изобретению;
фиг.2 - поперечное сечение вдоль линии II-II фиг.1;
фиг.З и 4 - виды, подобные фиг.1 и фиг.2, второго варианта осуществления разделительного резервуара;
фиг.4 - вид третьего варианта осуществления разделительного резервуара;
фиг. 5 - вид, подобный фиг.1 третьего варианта осуществления;
фиг.б - вид разделительного резервуара согласно настоящему изобретению с двумя секциями, расположенными одна над другой;
фиг.7-9 изображают три секции разделительного резервуара, соединенного последовательно или параллельно;
фиг.10 иллюстрирует закачивание газа во входное отверстие жидкости.
Разделительный резервуар 1 для отделения нефти и газа от воды, показанный на фиг.1, является реально существующим цилиндрическим резервуаром, имеющим секцию с тангенциально расположенным входом 2 для жидкости, например, для смеси, включающей в себя, по меньшей мере, 95% воды и некоторое количество нефти и газа, которые должны быть отделены от воды. Секция резервуара имеет первый выход 4 в ее верхней части 6 и
второй выход 3 в ее нижней части 7. Секция имеет цилиндрическую боковую стенку 16 и расположенную ниже уровня входного отверстия 2 первую внутреннюю кольцеобразную стенку 5, проходящую от цилиндрической боковой стенки внутрь и вверх в первую коническую часть 9, завершающуюся первым центральным отверстием 8 на верхнем конце первой конической части. Первое центральное отверстие 8 позволяет потоку жидкости перемещаться между верхней частью 6, расположенной выше первой внутренней кольцеобразной стенки 5, и нижней частью секции, расположенной ниже первой внутренней кольцеобразной стенки 5. Такой разделительный резервуар также можно назвать гидроциклоном или компактной флотационной установкой.
Вторая внутренняя кольцеобразная стенка 15, которая в основном идентична по размеру и форме первой внутренней кольцеобразной стенке, расположена в секции резервуара вертикально ниже первой внутренней кольцеобразной стенки. Вторая внутренняя кольцеобразная стенка имеет вторую коническую часть 19, заканчивающуюся вторым центральным отверстием 18 в верхнем конце второй конической части. Второе центральное отверстие 18 имеет тот же диаметр, что первое центральное отверстие 8, и эти два отверстия предпочтительно расположены симметрично относительно продольной центральной оси С секции резервуара. Самая внутренняя область секции резервуара, таким образом, открывается в вертикальном направлении от верхней части 6 вниз к области выше второго выходного отверстия 3. Цилиндрическая боковая стенка 16 проходит параллельно относительно центральной оси С между закругленными основаниями конца резервуара.
Внешний или верхний вихревой поток создается в верхней части 6 в пространстве между первой внутренней кольцеобразной стенкой и цилиндрической боковой стенкой 16. Благодаря вращательному движению в вихревом потоке нефть и газ имеют тенденцию концентрироваться на внешней поверхности первой внутренней кольцеобразной стенки и подниматься вверх вдоль нее, когда пузырьки достигнут достаточного размера, чтобы подняться. В вихревом потоке в дополнение к вращательному движению
присутствует также нисходящее движение воды. На более низком конце первой внутренней кольцеобразной стенки жидкость может течь через первое отверстие 10 потока в промежуточное пространство 17 между первой внутренней кольцеобразной стенкой 5 и второй внутренней кольцеобразной стенкой 15. Внутри промежуточного пространства 17 жидкость находится в вихревом потоке, а нефть и газ присутствуют в водном концентрате около внешней поверхности второй внутренней кольцеобразной стенки. Вихревой поток в промежуточном пространстве тщательно контролируется, поскольку это пространство ограничено внутренними кольцеобразными стенками, которые являются параллельными в значительной части промежуточного пространства. Вторая внутренняя кольцеобразная стенка имеет большое влияние на процесс соединения газовых пузырьков в потоке. В вихревом потоке в промежуточном пространстве в дополнение к вращательному движению также присутствует нисходящее движение воды. На более низком конце второй внутренней кольцеобразной стенки жидкость может течь через второе отверстие 20 потока в пространство ниже второй внутренней кольцеобразной стенки. Нижний вихревой поток в основном очищенной воды находится в нижней части секции резервуара.
Входное отверстие 2 для жидкости в секции резервуара направлено тангенциально так, чтобы выталкивать поток из входящего отверстия в горизонтальном направлении вдоль внутренней стороны цилиндрической боковой стенки 16 с силой, при которой входящий поток внутри секции резервуара создает вращение жидкости в вихревом потоке. Вращательное движение заставляет более легкие компоненты, такие как капли нефти и пузырьки газа, двигаться по направлению к центру резервуара. Благодаря вращательному и гравитационному эффектам нефть и газ в жидкости стремятся концентрироваться на радиальной внутренней части потока жидкости, где нефть и газ имеют тенденцию двигаться в восходящем направлении против нисходящего движения воды. Первая внутренняя кольцеобразная стенка помогает нефти и газу каждому своим способом двигаться вверх. Когда поток жидкости достигает первой внутренней кольцеобразной стенки,
нефть и пузырьки газа будут объединяться, как описано выше, и становиться крупнее, таким образом, они получают повышенную тенденцию подняться вверх благодаря более низкой плотности относительно окружающей воды. На верхних концах внутренних кольцеобразных стен пузырьки газа и нефть могут течь вверх в центральную часть. Нефть и газ собираются на верхней поверхности потока жидкости.
Тангенциальный входной поток может быть создан разными способами. Одна из возможностей состоит в том, чтобы установить входной трубопровод 25 так, чтобы поток направлялся тангенциально в секцию резервуара. Другая возможность состоит в том, чтобы установить направляющую пластинку на входе так, чтобы входной поток был направлен тангенциально независимо от расположения входного трубопровода около входного отверстия. Входной трубопровод может, например, входить в радиальном направлении в секцию резервуара и иметь установленную перед отверстием направляющую пластинку.
Первый выход 4 может быть соединен с наклоненным резервуаром (не показан), через выходной трубопровод 26. Первый выход 4 снабжен распределительным клапаном расхода 23 . Если этот клапан закрыт во время рабочего процесса, секция резервуара будет пустой от воды и будет заполнена газом. Если клапан 23 полностью открыт во время рабочего процесса, то расход газа через первый выход будет большим и содержание воды в потоке будет, как правило, слишком высоким. Клапан 2 3 предпочтительно устанавливают так, чтобы содержание воды в вытекающем потоке через выход трубопровода 26 было низким.
Когда используют наклоненный резервуар, то нефть, газ и вода имеют возможность еще раз разделиться, однако здесь содержание нефти особенно высокое в случае, если клапан 23 установлен с точностью, делающей содержание воды минимальной, и режимы работы стабильны. Нефть отводят из наклоненного резервуара через нефтяную линию, имеющую устройство контроля давления в форме распределительного клапана давления, который используется для контроля давления в наклоненном резервуаре и, следовательно, также на первом выходе 4. В качестве варианта
или, когда нет наклоненного резервуара, то устройство контроля давления 24 может быть установлено на выходном трубопроводе 26.
Устройство 12 предназначено для уравновешивания потока вокруг второго выхода 3, оно может быть конусообразным (типа китайской шляпы) и поддерживаться распорками (не показаны), направленными до конца к стенке секции резервуара. Пространство в области выше конусообразного устройства 12 сообщено с областью ниже конусообразного устройства 12 только через кольцеобразный зазор между внешним краем конусообразного устройства 12 и внутренней поверхностью боковой стенки или концом стенки секции. Нисходящий поток воды, таким образом, должен проходить этот кольцеобразный зазор для достижения второго выхода 3. Вихревой поток в нижней части секции, таким образом, разрушается или значительно ослабляется перед тем, как вода выйдет через второй выход 3.
Давление Pt в секции резервуара поддерживают выше, чем давление Р0 в выходном отверстии трубопровода 26, по которому перекачивают отделенные нефть, газ и, если неизбежно, также воду. Предпочтительно, чтобы разность давлений Pt-P0 составляло приблизительно 0,4 бар. Давление Pt в секции резервуара должно предпочтительно быть выше, чем давление Р" в водном трубопроводе выхода 27, то есть Pt> PW/ и соответственно Pt поддерживают приблизительно на 0,5 бар выше, чем давление Р". В качестве примера, распределительные клапаны давления, связанные с разделительным резервуаром, могут быть использованы для контроля разности давлений или, в качестве альтернативы, ими могут быть устройства в системах процесса, которые устанавливают давления в резервуаре вверху и внизу по течению. Это, однако, делает правильное функционирование разделительного резервуара очень зависящим от других систем. У второго выхода 3 предпочтительно имеется распределительный клапан давления 13 в водном трубопроводе выхода 27. Давление распределительного клапана 13, расположенного вниз по течению, это давление Pw в водном трубопроводе выхода 27, давление Pt в секции резервуара предпочтительно выше, чем давление Pw.
Первый выход 4 в верхней части секции резервуара
установлен на расстоянии А от верхней части секции резервуара. Это позволяет газу накопиться в самой верхней части секции. Когда газ заполняет объем выше первого выхода 4, и уровень газа достигает первого выхода, тогда газ течет в выходное отверстие 14 и выходит по выпускному трубопроводу 26. Газ, собранный в самой высшей части, намного больше сжимаем, чем смесь типа жидкость/газ, присутствующая в более низких частях секции, и собранный газ может, таким образом, действовать как подушка, абсорбирующая мгновенные изменения давления во входах и выходах секции резервуара. Некоторый объем газа требуется для достижения этого эффекта в течение нормального рабочего процесса, поэтому предпочтительно, чтобы отверстие выхода было расположено в диапазоне от 7 до 2 0% диаметра цилиндрической боковой стенки 16 ниже верхнего конца секции резервуара, и более предпочтительно в диапазоне от 10 до 15% этого диаметра.
Газ выходит из смеси воды, нефти и газа, втекающей в секцию через входной трубопровод 25. Внутри вихревого потока в секции газ выступает как сборщик нефти и через объединение увеличивается размер газовых пузырьков, и это обеспечивает возможность пузырькам достигнуть такого большого размера, что делает их способными подняться вверх через поток жидкости и разделиться в самой высокой области секции. Вследствие условий работы внутри секции резервуара, уровень жидкости в секции имеет тенденцию колебаться вверх и вниз в зависимости от того, как повышается или понижается уровень давления газа. По мере того, как нефть концентрируется на поверхности жидкости, предпочтительно, чтобы колебания являлись настолько малыми, чтобы преимущественно нефть и газ вытекали через первый выход 4 .
При обычном рабочем процессе возникает накопление газа, которое идет до тех пор, пока газ не начнет вытеснять жидкую часть смеси в резервуаре до уровня несколько ниже первого выхода. На этой стадии газ и нефть будут выпущены через выходное отверстие и покинут секцию резервуара. Уровень жидкой смеси повысится выше выхода для нефти и газа и возникнет новая последовательность накопления газа. Таким способом нефть
автоматически отбирается с поверхности воды в секции резервуара. При обычном рабочем процессе около 0,2%-3% жидкости, текущей в секцию через вход для жидкости, вытекает через первый выход.
Дополнительное количество газа может быть закачено в жидкость, втекающую во входное отверстие трубопровода 25. Хотя вода, взятая из резервуара, будет иметь, как правило, какое-то количество газа, преимущественно поставляется дополнительный газ, который может быть смешан с жидкостью, тем самым, повышая способность улавливания частиц нефти внутри жидкой смеси. Газ, применяемый для газовой инжекции, может быть любым газом, подходящим для получения пузырьков в жидкости, например, С02, азот или газ на основе углеводородов. Предпочтительно, использовать рециркулированный газ, полученный из процесса, применяемого для отделения нефти и газа из воды. Такая рециркуляция может иметь место из одиночной секции резервуара по трубопроводу 102 доставки рециркулированного газа, подающего газ из самой высокой части объема секции во входное отверстие трубопровода 25. Входное отверстие трубопровода имеет устройство 103 для подачи дополнительного количества газа (фиг.10). Если устройство эжекторного типа, то оно само способно отводить газ из секции. Распределительный клапан 104 расхода может быть установлен на трубопроводе 102. В качестве альтернативы, насос для повышения давления газа может быть использован на трубопроводе 102 и тогда газ может быть закачен через открытые форсунки в поток жидкости во входное отверстие трубопровода 25. В случае если газ собирается в верхней части секции в количестве большем, чем необходимо для обратной закачки через трубопровод 102, то газ может быть также удален через выход газовой линии 105, имеющей компрессор 106 и/или устройство контроля расхода. Газ, отводимый по линии 105, может быть использован в соединенных секциях резервуара.
Количество добавленного газа, как правило, находится в диапазоне от 0,02 до 0,2 Ст.м3 на 1 м3 жидкости. Величины в диапазоне от 0,05 до 0,18 Ст.м3 на 1 м3 жидкости являются предпочтительными, но и более высокие значения добавленного
газа могут также быть использованы, например, количества вплоть до 0,3 СТ.м3 на 1 м3 жидкости. Величина Ст.м3 является стандартным кубическим метром измерения газа. Величина Ст.м3 является стандартом в пределах шельфового месторождения (объем сухого газа при 15,6°С и давлении 101325 кПа) .
Размеры секции резервуара, как правило, выбирают в зависимости от количества воды, которую надо подвергать технологической обработке. При испытании найдено, что время пребывания в секции резервуара может быть выбрано предпочтительно от 5 до 60 секунд, предпочтительно от 5 до 40 секунд и более предпочтительно от 8 до 35 секунд. Когда время пребывания установлено и желаемая производительность известна, то требуемый эффективный флотационный объем может быть вычислен на основе предположения, что секция резервуара с эффективным флотационным объемом 1 м3 и временем пребывания для жидкости 3 0 секунд, имеет производительность 12 0 м3 в час. Если время пребывания меньше, то производительность пропорционально возрастает или объем пропорционально уменьшается. Если производительность повышается и время пребывания сохраняется, то объем должен быть пропорционально увеличен.
Газ предпочтительно диспергируют в жидкость мельчайшими пузырьками, например, путем закачивания в жидкость через входной трубопровод посредством устройства с форсункой, расположенной на небольшом расстоянии от входного отверстия для того, чтобы избежать слияния крошечных пузырьков газа с образованием больших пузырей перед входом в секцию резервуара. Газ закачивают во входной трубопровод 25 предпочтительно на расстоянии не более чем от 5 до 40 см от входа для жидкости. Форсунка или форсунки для закачивания могут в этом случае быть расположены в кольце и входной трубопровод может иметь сужение проходного сечения потока, которое вызывает вихревое движение в потоке в пределах трубы, что улучшает перемешивание газа с жидкостью.
Угол, обозначенный кривой стрелкой Е, между вертикальной боковой стороной 16 и верхней стороной первой конической части
9, находится предпочтительно в диапазоне между 15° и 70° и
применимо в диапазоне от 20 до 50°.
Фиг. 2 иллюстрирует поперечное сечение секции резервуара вдоль линии II-II на фиг.1. Поступающий поток жидкости входит в резервуар 1 через тангенциально расположенный вход 2 и в основном он весь вращается вокруг первой конической части 9 до прохода через первое отверстие 10 потока. Первый, относящийся к окружности угол F, между концом входа 2 и началом первого отверстия 10 потока является предпочтительным в диапазоне 110355° и более предпочтительным в диапазоне 180-340°. Конец первого отверстия 10 потока предпочтительно расположен, по меньшей мере, в 15° по направлению вверх по течению от начала входа для жидкости 2. Второй, относящийся к окружности угол G, между концом первого отверстия 10 потока и началом второго отверстия 2 0 потока является предпочтительным в диапазоне 110355° и более предпочтительным в диапазоне 180-340°. Конец второго отверстия 2 0 потока предпочтительно расположен по направлению вверх по течению от начала первого отверстия 10 потока.
В других вариантах осуществления такие же позиционные обозначения используются для деталей указанных ранее и описаны только отличия по отношению к вышеупомянутой поясняющей информации.
В варианте осуществления фиг.3 и 4 первая внутренняя кольцеобразная стенка 5 имеет первую кольцеобразную радиальную часть 11, которая соединяет цилиндрическую боковую стенку 16 с концом большего диаметра первой конической части 9. По сравнению с первым вариантом осуществления фиг.1, угол Е кажется несколько меньше и наклон первой конической части круче, но, в то же самое время, создается большее пространство для вихревого потока вокруг более низкого конца первой конической части. Первое отверстие 10 потока расположено в первой кольцеобразной радиальной части 11. Вторая внутренняя кольцеобразная стенка 15 имеет вторую кольцеобразную радиальную часть 21, которая соединяет цилиндрическую боковую стенку 16 с
концом большего диаметра второй конической части 19. Второе отверстие большего 20 потока расположено во второй кольцеобразной радиальной части 21. Тангенциально направленный вход в сочетании с цилиндрической боковой стенкой резервуара обеспечивает формирование вихревого потока в верхней части резервуара и вихревых потоков в промежуточном объеме в более низкой части резервуара. Предпочтительно, чтобы вихревой поток не образовывал вихрь в центре резервуара с захваченной жидкой смесью. Образование указанного вихря нежелательно, потому что он может уменьшить производительность секции. Для того чтобы избежать образования указанного вихря вертикально расположенный стабилизатор в форме стержня может быть установлен вдоль центральной линии секции резервуара. Этот принцип устройства известен из публикаций документа WO 2007/049245. Согласно настоящему изобретению и варианту осуществления,
представленного на фиг.5 трубопровод, соединяющий выходное отверстие 14 с выходным трубопроводом 26, включает длину центрального трубопровода 2 8 и длину радиального трубопровода 29, связанных между собой с помощью изгиба трубопровода. Центральный трубопровод 2 8 действует как стабилизатор вихря.
Вариантом осуществления фиг.6 является многоступенчатый резервуар, включающий в себя две секции, расположенные одна над другой. Две секции соединены последовательно, то есть второй выход 3 для воды верхней секции соединен с входом 2 для жидкости нижней секции через промежуточный трубопровод 31. В этом случае воду, очищенную в верхней секции, очищают еще раз в нижней секции и, таким образом, получают очень компактное конструктивное решение для требуемой технологической установки. Промежуточное перекрытие 3 0 отделяет верхнюю секцию от нижней секции. Секции резервуара предпочтительно являются одинаковыми, однако также возможно иметь секции с разной конструкцией в одном и том же резервуаре.
Многоступенчатый резервуар может иметь внешний кольцевой кожух, гарантирующий работу сосуда под давлением. Центральная область в пределах кольцевого кожуха может держать секции резервуара, как представлено на фиг.6, и внутри кожуха могут
быть устроены пути движения потоков, предназначенные для жидкостей, перемещаемых в секции резервуара и из них.
Возможно видоизменить варианты осуществления в пределах содержания формул изобретения и детали различных вариантов осуществления могут быть также объединены в другие варианты осуществления в пределах содержания формул изобретения.
Разделительный резервуар может в качестве примера заключать в себе три стадии разделения, а именно, три секции резервуара, расположенные одна над другой.
В качестве дальнейшей альтернативы одна или обе из внутренних кольцеобразных стенок в секции резервуара могут быть с направленными вниз коническими частями, имеющими первое центральное отверстие, как самую низкую часть первой внутренней кольцеобразной стенки, и второе центральное отверстие как самую низкую часть второй внутренней кольцеобразной стенки.
Добавки, такие как флокулянты, могут быть также добавлены к воде, перед вхождением в секцию резервуара, для того чтобы улучшить эффективность очистки.
Поскольку, согласно изобретению, резервуар сконструирован со всеми вертикальными или имеющими крутой наклон поверхностями за исключением направляющей пластины и стабилизатора потока и без узких проходов в резервуаре, в резервуаре нет места, которое чувствительно к засорению или отложению твердых материалов. Поэтому хорошее разделение жидкости на производственном оборудовании может быть выполнено по существу непрерывно без или только с минимальным материально техническим обслуживанием разделительного резервуара.
Высокая производительность в сочетании с минимально необходимым местом и эксплуатационной надежностью в рабочем процессе разделения делает резервуар практически
приспособленным для применения на прибрежных сооружениях, таких как нефтяные и газовые производственные платформы. Кроме того, резервуар может быть хорошо применим для использования при добыче нефти и газа с морского дна, потому что при таком месторасположении, ограничения на необходимое место могут быть даже более строгими, чем при традиционной добыче нефти и газа
на платформах, и возможность обслуживания может быть ниже. Разделительный резервуар является очень эффективным при добыче нефти и газа, как на суше так и на море.
Разделительный резервуар 1 может очищать поступающий поток загрязненной воды в виде жидкой смеси с содержанием воды, по меньшей мере, 96% и с общим содержанием нефти и газа почти 4%. На выход трубопровода 27, может поступать почти чистая вода с содержанием нефти и газа менее чем 0,001%. Через выход трубопровода 26 нефть возвращается и может перемещаться для введения в нефтяную производственную линию.
Примеры применения разделительного резервуара описаны ниже.
Пример 1
В варианте осуществления, как описано со ссылкой на фиг.1 и 2, величина давления, поданного во входное отверстие трубопровода 25, составляет приблизительно 1,8 бар избыточного давления, давление в секции резервуара составляет приблизительно 1,3 бар избыточного давления и давление в выходном трубопроводе для воды, расположенном за распределительным клапаном 13 давления, составляет приблизительно 0,8 бар избыточного давления. Давление в выходном трубопроводе 26, расположенном за управляющим устройством 24, поддерживают ниже, чем давление в секции резервуара, например, приблизительно 0,9 бар избыточного давления. Применение в секции как можно более низкого давления является преимуществом, потому что, чем ниже давление, тем газ из воды будет испаряться в большей степени. Это, с одной стороны, создаст пузырьки газа для применения в резервуаре и, с другой стороны, вода очистится от содержания газа и она, таким образом, станет чище.
Пример 2
Три секции 1,1'и 1" резервуара, представленного на фиг.1 и 2, соединены, как показано на фиг.7. Первый выход 4 резервуара 1, предназначенный для нефти и газа, соединен со входом 2' резервуара 1'. Аналогично, второй выход 3 резервуара 1, предназначенный для воды, соединен со входом 2" резервуара 1". Воду, предназначенную для очистки, вводят в резервуар 1 через
вход 2. В резервуаре 1 жидкость разделяют на газовую, нефтяную фазу и водную фазу. Газовую и нефтяную фазу выводят из резервуара 1 через первый выход 4 и вводят в резервуар 11 через вход 2'. Водную фазу выводят из резервуара 1 через второй выход 3 и вводят в резервуар 1" через вход 2". В резервуаре 1' газовую и нефтяную фазу разделяют на газ, который выходит из резервуара 1' через первый выход 4' , и нефть, которая выходит из резервуара 1' через второй выход 3'. В резервуаре 1" водную фазу разделяют на воду и смесь нефть/газ. Смесь нефть/газ выходит из резервуара 1" через первый выход 4", и очищенная вода выходит из резервуара 1" через второй выход 3". Для улучшения разделения в резервуаре 1" дополнительное количество газа может быть закачено через вход 2" во входящий очищенный жидкостной поток из второго выхода 3 . Газ для закачки может быть частью газа, извлеченного из первого выхода 4', как указано ломаной линией 114. Два резервуара 1 и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором на входе 2 и соответственно на входе 2". Необязательно, резервуар 1' может также быть снабжен таким же трубопроводом 102.
В соответствии с описанной схемой жидкость из устья скважины, включающую нефть, газ и воду, очень эффективно разделяют на нефтяную фазу, газовую фазу и водяную фазу, где поток очищенной воды, покидающий резервуар 1" через второй выход 3" очищен дважды.
Пример 3
В этом примере воду очищали в трехстадийном процессе. Три секции 1, 1' и 1" резервуара соединены последовательно, как показано на фиг.8. Входной поток воды подается к входу 2, нефтяная и газовая фаза выводится через выходной трубопровод
26, а очищенная вода выводится через выход водного трубопровода
27. Промежуточный трубопровод 31 соединяет второй выход 3 секции 1 с входом 2' секции 1'. Секции 1, I1 и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим газовую зону в резервуаре с эжектором во входе 2, во входе 2' и во входе 2", соответственно. Трехстадийная очистка воды приводит к очень
низким уровням нефти и газа в водном выходном трубопроводе 27. Распределительный клапан и устройство контроля давления есть у каждого индивидуального первого выхода 4, 4" и 4".
Пример 4
Фиг.9 схематично представляет схему расположения, где две секции 1 и 1' резервуара согласно изобретению расположены параллельно для увеличения общей производительности. Вода входит в секции 1 и 1' через входы 2 и 2 ' . Нефтегазовая фаза выводится через выход трубопровода 26, а очищенная вода выводится через водный трубопровод выхода 27. Секции 1 и 1' снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором во входе 2 и во входе 2', соответственно. Один распределительный клапан расхода обеспечен для каждого первого выхода 4, 4', тогда как одно устройство контроля давления используется совместно для каждых первых выходов 4, 4'.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Разделительный резервуар для отделения нефти и газа от воды и содержащий, в основном, цилиндрический вертикальный резервуар с, по меньшей мере, одной секцией, имеющий вход для жидкости и первую внутреннюю кольцеобразную стенку, по меньшей мере, один первый выход в верхней части секции, и, по меньшей мере, один второй выход в нижней части секции, при этом вход для жидкости тангенциально направлен вдоль внутренней стороны цилиндрической боковой стенки резервуара, при этом первая внутренняя кольцеобразная стенка проходит от цилиндрической боковой стенки резервуара и имеет первую коническую часть, первое центральное отверстие на конце первой внутренней кольцеобразной стенки и первое отверстие потока на нижнем конце первой внутренней кольцеобразной стенки, при этом секция содержит вторую внутреннюю кольцеобразную стенку, расположенную в секции на расстоянии от первой внутренней кольцеобразной стенки и проходящую от цилиндрической боковой стенки резервуара, причем вторая внутренняя кольцеобразная стенка имеет вторую коническую часть, второе центральное отверстие на конце второй внутренней кольцеобразной стенки, и второе отверстие потока на более низком конце второй внутренней кольцеобразной стенки.
2. Резервуар по п.1, в котором первая внутренняя кольцеобразная стенка имеет первую кольцеобразную радиальную часть, проходящую от первой конической части до цилиндрической боковой стенки секции и/или вторая внутренняя кольцеобразная стенка имеет вторую кольцеобразную радиальную часть, проходящую от второй конической части до цилиндрической боковой стенки.
3. Резервуар по п. 2, в котором первое отверстие потока расположено в первой кольцеобразной радиальной части и/или второе отверстие потока расположено во второй кольцеобразной радиальной части.
4. Резервуар по п.1 или 2, в котором первое отверстие потока расположено в первой конической части и/или второе отверстие потока расположено во второй конической части.
5. Резервуар по любому пп.1-4, в котором первая и вторая
внутренние кольцеобразные стенки имеют, по существу, одинаковые размер и форму.
6. Резервуар по любому пп.1-5, в котором первое отверстие потока расположено по направлению вдоль окружности в диапазоне от 110 до 355° вниз по течению после входа для жидкости.
7. Резервуар по п. б, в котором второе отверстие потока расположено по направлению вдоль окружности в диапазоне от 110 до 355° вниз по течению после первого отверстия потока.
8. Резервуар по любому пп.1-7, содержащий разделительную перегородку, установленную на расстоянии от второго отверстия потока.
9. Резервуар по любому пп.2-7, содержащий разделительную перегородку, установленную на расстоянии от второго отверстия потока и является кольцеобразной, проходящей в радиальном направлении от боковой стенки.
10. Резервуар по любому пп.1-9, в котором вертикальное расстояние между первой внутренней кольцеобразной стенкой и второй внутренней кольцеобразной стенкой меньше, чем вертикальная протяженность второй внутренней кольцеобразной стенки.
11. Резервуар по любому пп.2-9, в котором вертикальное расстояние между первой внутренней кольцеобразной стенкой и второй внутренней кольцеобразной стенкой превышает в 0,5-5 раз радиальную ширину первой кольцевой радиальной части.
12. Резервуар по любому пп.1-11, в котором вторая внутренняя кольцеобразная стенка прикреплена к цилиндрической боковой стене резервуара в месте, расположенном на расстоянии выше дна резервуара в диапазоне от 1/6-1/2 полной внутренней высоты резервуара, предпочтительно в диапазоне от 1/5 до 2/5 высоты.
13. Резервуар по любому пп.1-12, в котором секция имеет распределительный клапан расхода для регулирования потока из первого выхода.
14. Резервуар по любому пп.1-13, который содержит устройство управления давлением для регулирования давления на первом выходе так, чтобы оно было ниже, чем давление на втором выходе.
По доверенности
1/6
183222ЕА
2/6
4/6
ФИГ.7
5/6
ФИГ.10
