Разделительный резервуар (1), содержащий, по существу, цилиндрический вертикальный резервуар, тангенциально расположенный вход (3) в верхней части (9) резервуара, по меньшей мере один первый выход (4) для нефти и газа в верхней части резервуара и по меньшей мере один второй выход (5) для воды в нижней части резервуара. Зона (7) завихрения содержит выступающую вниз стенку (8) в форме усеченного конуса с отверстием (11) у нижнего конца для обеспечения возможности сообщения между верхней и нижней частью резервуара. Винтовая спиральная лопасть расположена на направленной вверх части указанной стенки в форме усеченного конуса.

[0001] Разделительный резервуар, предназначенный для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, включающий, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость, вход для разделяемой текучей среды, тангенциально расположенный вход в верхней части емкости, по меньшей мере один первый выход предпочтительно для нефти и газа, расположенный в верхней части емкости над указанным входом, по меньшей мере один второй выход предпочтительно для воды, размещенный в нижней части емкости, средство для установления спокойного потока вокруг второго выхода, при этом пространство между указанными входом и вторым выходом образует зону завихрения, в которой установлены стенка в форме усеченного конуса с верхним основанием большего диаметра, разделяющая резервуар на верхнюю часть и нижнюю часть и имеющая отверстие у нижнего конца для сообщения между верхней и нижней частью емкости, и винтовая спиральная лопасть, расположенная у направленной вверх части стенки в форме усеченного конуса и прикрепленная к ней.

[0002] Резервуар по п.1, в котором угол между стенкой емкости и стенкой в форме усеченного конуса находится в диапазоне между 15 и 45 °, более предпочтительно между 25 и 35 °, наиболее предпочтительно составляет 30 °.

[0003] Резервуар по п.1 или 2, дополнительно содержащий средство для введения газа в емкость.

[0004] Резервуар по п.3, в котором средство для введения газа в емкость выполнено во входе для разделяемой текучей среды.

[0005] Резервуар по п.3 или 4, в котором источник газа для средства для введения газа образован газовой зоной в верхней части емкости.

[0006] Резервуар по п.5, в котором указанная газовая зона является единственным источником газа для средства для введения газа.

[0007] Резервуар по п.5 или 6, в котором средство для введения газа в емкость выполнено в виде эжектора, соединенного с указанной зоной через трубопровод.

[0008] Резервуар по п.7, в котором трубопровод из газовой зоны в верхней части резервуара находится в открытом непосредственном сообщении с эжектором во входе в резервуар при работе резервуара.

[0009] Резервуар по любому из пп.1-8, в котором винтовая спиральная лопасть имеет по меньшей мере два поворота на 360 °.

[0010] Резервуар по любому из пп.1-9, в котором винтовая спиральная лопасть имеет ширину в диапазоне от 5 до 15 см.

[0011] Резервуар по любому из предшествующих пунктов, который имеет по меньшей мере один третий выход для нефти и газа, размещенный в стенке емкости ниже верхнего основания усеченного конуса стенки, соединенный с верхней частью емкости.

[0012] Резервуар по любому из предшествующих пунктов, содержащий средство для обеспечения направленного вверх потока завихрения в нижней части емкости, выполненное так, что указанный поток завихрения предпочтительно окружает направленную вниз часть выступающей стенки в форме усеченного конуса.

[0013] Резервуар по п.12, в котором средство для обеспечения направленного вверх потока завихрения содержит по меньшей мере одну перегородку.

[0014] Способ разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, осуществляемый с использованием разделительных резервуаров, выполненных по любому из пп.1-13 и соединенных между собой, включающий следующие стадии:

[0015] Способ по п.14, в котором вводят газ в жидкость в первом резервуаре, и/или втором резервуаре, и/или третьем резервуаре.

[0016] Способ по п.15, в котором введение газа осуществляют на вход в резервуар выше по потоку, чем входное отверстие в резервуар.

[0017] Применение по меньшей мере одного разделительного резервуара по любому из пп.1-13 для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ.

[0018] Применение по п.17 двух или более разделительных резервуаров, соединенных последовательно и/или параллельно.

[0019] Применение по любому из пп.17-18 по меньшей мере одного разделительного резервуара для разделения скважинной текучей среды из устья скважины при добыче нефти и газа.

Изобретение относится к разделительному резервуару для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ.

В нефтяной промышленности добыча сырой нефти включает смесь нефти, газа и воды из подземных пластов. В устье скважины обычно осуществляется первоначальное разделение в одну или более стадий для удаления дополнительных воды и газа перед тем, как сырая нефть становится пригодной для выгрузки на экспорт. После первоначального разделения сырая нефть и газ могут быть дополнительно очищены перед выгрузкой на переработку нефти и т.д. После дополнительной очистки вода и песок обычно по выбору выгружаются в подходящий приемник, как, например, в море или в пласт.

При разработке нефтяных и газовых месторождений часто обнаруживается, что объем воды, сопровождающей нефть и газ, становится намного большим, и, следовательно, большие объемы пластовой воды должны быть обработаны на производственном оборудовании в устье скважины для поддержания приемлемой производительности.

Далее, существует проблема загрязнения, вызванного добычей нефти на море, в частности, когда добыча нефти имеет место в областях, считающихся экологически уязвимыми, как например, арктические области или области промысла рыбы. В нефтяной промышленности требование значительно низшего предела выхода нефти сделает добычу нефти из ряда известных пластов неэкономичной, если она осуществляется на оборудовании, используемом в настоящее время. Таким образом, большие усилия должны быть приложены промышленностью и администрацией для понижения выхода нефти в течение добычи нефти по доступным ценам.

На платформах для добычи нефти и газа, предназначенных для работы на море, обычно доступно ограниченное пространство.

Поэтому существуют очень строгие ограничения на пространство, доступное для установки оборудования. Еще более строгое ограничение пространства может встретиться, если рассматривается устройство для добычи и разделения на уровне морского дна.

Известен ряд сепараторов нефть-газ-вода. В патенте США 4,424,068 описаны сепаратор и способ разделения смеси нефти, газа и воды, которая может быть получена из нефтяной скважины. Сепаратор имеет форму резервуара, разделенного на камеры для разделения и снабженного рядом перегородок и динамическим сепаратором, где входящая смесь изменяет направление несколько раз. Несмотря на тот факт, что сепаратор был известен в течение нескольких лет, оказалось, что он не был широко использован. Далее, поскольку сепаратор содержит несколько камер и много частей, техническое обслуживание требует много времени, что может привести к дорогостоящей остановке добычи нефти.

Публикация WO 99/2087 3 описывает ловушку для песка, которая может быть помещена в нефтяную скважину для удаления более тяжелых частиц, как, например, песок, перед дальнейшей обработкой сырой нефти. Устройство имеет раструб, обращенный к относительно узкой части резервуара с соединением, обращенным к относительно более широкой части резервуара, где песок и тяжелые частицы осаждаются.

Патент Великобритании 2000054 А раскрывает сепаратор для разделения сырой нефти на жидкость и газ в резервуаре, имеющем вход для подачи, расположенный тангенциально для создания потока направленной вниз спирали жидкости и потока направленной вверх спирали газа. Резервуар имеет верхний выход для газа, содержащий трубу, проходящую вниз в резервуар от его верха. Нижний конец резервуара, который является коническим, снабжен перегородками для замедления спирали жидкости и открытия камеры разделения для газа, все еще присутствующего в жидкости, причем газ продувается, и жидкость выгружается через слив.

Несмотря на ряд известных сепараторов нефть-газ-вода все еще имеется потребность в сепараторе нефть-газ-вода с улучшенной производительностью по разделению фаз, который требует только минимума пространства, способен непрерывно работать с низкими требованиями по техническому обслуживанию и может быть изготовлен и работать по умеренной цене.

Целью настоящего изобретения является создание сепаратора, имеющего высокую производительность относительно объема.

Согласно изобретению создан разделительный резервуар, предназначенный для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, содержащий по существу цилиндрическую вертикальную емкость, вход для разделяемой текучей среды, тангенциально расположенный вход в верхней части емкости, по меньшей мере один первый выход, предпочтительно для нефти и газа, расположенный в верхней части емкости над указанным входом, по меньшей мере один второй выход, предпочтительно для воды, размещенный в нижней части емкости, средство для установления спокойного потока вокруг второго выхода, при этом пространство между указанными входом и вторым выходом образует зону завихрения, в которой установлены стенка в форме усеченного конуса с верхним основанием большего диаметра, разделяющая резервуар на верхнюю часть и нижнюю часть и имеющая отверстие у нижнего конца для сообщения между верхней и нижней частью емкости, и винтовая спиральная лопасть, расположенная у направленной вверх части стенки в форме усеченного конуса и прикрепленная к ней.

Угол между стенкой емкости и стенкой в форме усеченного конуса может находиться в диапазоне между 15 и 45 °, более предпочтительно между 25 и 35 °, наиболее предпочтительно 30 °.

Резервуар может дополнительно содержать средство для введения газа в емкость. Средство для введения газа в емкость может быть выполнено во входе для разделяемой текучей среды. Источник газа для средства для введения газа может быть образован газовой зоной в верхней части емкости. Указанная газовая зона может быть единственным источником газа для средства для введения газа.

Средство для введения газа в емкость может быть выполнено в виде эжектора, соединенного с указанной зоной через трубопровод. Трубопровод из газовой зоны в верхней части резервуара может находиться в открытом непосредственном сообщении с эжектором во входе в резервуар при работе резервуара.

Винтовая спиральная лопасть может иметь по меньшей мере два поворота на 360 °. Винтовая спиральная лопасть может иметь ширину в диапазоне от 5 до 15 см.

Резервуар может иметь по меньшей мере один третий выход для нефти и газа, размещенный в стенке емкости ниже верхнего основания усеченного конуса стенки, соединенный с верхней частью емкости.

Резервуар может содержать средство для обеспечения направленного вверх потока завихрения в нижней части емкости, выполненное так, что указанный поток завихрения предпочтительно окружает направленную вниз часть выступающей стенки в форме усеченного конуса. Средство для обеспечения направленного вверх потока завихрения может содержать по меньшей мере одну перегородку.

Согласно изобретению создан способ разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, осуществляемый с использованием вышеописанных разделительных резервуаров, соединенных между собой, включающий следующие стадии:

а) подача текучей среды, содержащей воду, нефть и газ и подлежащей обработке, в тангенциально расположенный вход первого резервуара, создавая поток текучей среды в нижнюю часть емкости этого резервуара через выступающую вниз стенку в форме усеченного конуса с винтовой спиральной лопастью;

б) отбор потока нефти и газа по меньшей мере из одного первого выхода первого резервуара и дальнейшее разделение потока нефти и газа во втором резервуаре для получения потока нефти через по меньшей мере один второй выход из второго резервуара и первый поток газа через по меньшей мере один первый выход из второго резервуара;

в) отбор первого потока воды из по меньшей мере одного второго выхода для воды из первого резервуара и подача этого потока воды через тангенциально расположенный вход в третий резервуар, создавая поток текучей среды в нижнюю часть емкости третьего резервуара через выступающую вниз стенку в форме усеченного конуса с винтовой спиральной лопастью, и

г) отбор потока очищенной воды через по меньшей мере один второй выход из третьего резервуара.

При осуществлении способа можно вводить газ в жидкость в первом резервуаре, и/или втором резервуаре, и/или третьем резервуаре.

При осуществлении способа можно вводить газ на вход в резервуар выше по потоку, чем входное отверстие в резервуар.

Разделительный резервуар в соответствии с изобретением обеспечивает высокоэффективный сепаратор для текучих сред, содержащих воду, нефть и газ. Уникальная конструкция зоны завихрения, содержащая стенку в форме усеченного конуса с винтовой спиральной лопастью, во взаимодействии с тангенциально расположенным входом стимулирует образование потока завихрения в резервуаре, что обеспечивает превосходное отделение нефтяной и газовой фазы от водной фазы. Нефтяная и газовая фаза будет пониматься быстрее и более избирательно к верхней части резервуара, и водная фаза будет подобным образом протекать более быстро и более избирательно по направлению ко дну резервуара.

Первый выход в верхней части резервуара может быть расположен так, чтобы иметь эффект выпуска. Этот эффект выпуска достигается посредством накопления давления газа в верхней части резервуара. В частности, когда выход для нефти и газа проходит на расстояние (например, на расстояние в диапазоне 5-30 см) вниз в резервуар в отверстие для выхода, газ из смеси, содержащей воду, нефть и газ, может накапливаться в пространстве в верхней части резервуара, определяемом посредством вершины резервуара и местоположения выходного отверстия относительно первого выхода. В таком расположении накопление давления будет иметь место посредством накопления газа, пока газ не вытеснит жидкую часть смеси в резервуаре до уровня непосредственно ниже выходного отверстия, в первый выход. В этой точке газ и нефть будут выпущены через первый выход и выйдут из резервуара. Уровень жидкой смеси повысится выше отверстия в первом выходе, и новое накопление давления будет иметь место. Таким образом, нефть автоматически снимается с поверхности воды в резервуаре. В зависимости от местоположения выходного отверстия относительно первого выхода, накопление давления и отвод могут иметь место менее чем за одну секунду.

В целях улучшения потока в резервуаре предпочтительно, чтобы угол между стенкой вертикального резервуара и выступающей стенкой в форме усеченного конуса находился в диапазоне между 15 и 45 °, более предпочтительно между 25 и 35 °, наиболее предпочтительно 30 °. Использование этих предпочтительных углов создает очень эффективный поток для разделения фаз в резервуаре, поскольку форма вихря может быть оптимизирована.

В соответствии с изобретением предпочтительно, чтобы резервуар дополнительно содержал средство для введения газа. Газ может вводиться в текучую среду в резервуаре через одно или более сопел, предусмотренных в верхней части и/или нижней части резервуара. Введенный газ образует маленькие пузырьки, которые облегчают отделение фазы нефть/газ от водной фазы посредством образования направленного вверх потока пузырьков газа.

В альтернативном предпочтительном варианте осуществления резервуара средство для введения газа предусмотрено в тангенциально расположенном входе, посредством чего газ вводится во входящую текучую среду в резервуар. Впоследствии газ образует маленькие пузырьки в текучей среде, которые стимулируют разделение. Газ, используемый для введения газа, может быть любым газом, подходящим для образования пузырьков в текучей среде, например СО ₂ , азотом или газом на основе углеводородов, предпочтительно газ представляет собой рециркулирующий газ из разделения вода/нефть/газ. Количество добавляемого газа типично находится в диапазоне от 0,02 до 0,2 ст. м ³ на 1 м ³ текучей среды. Величины в диапазоне от 0,05 до 0,18 ст. м ³ на 1 м ³ текучей среды являются предпочтительными, но более высокие величины количества добавляемого газа могут также быть использованы, как, например, количество вплоть до 0,3 ст. м ³ на 1 м ³ текучей среды. Ст. м ³ представляет собой стандартные кубометры газообразной среды. Ст. м ³ стандартизирован для морского месторождения (объем сухого газа при 15,6 °С и давлении 101,325 кПа).

Использование газа из внешнего источника имеет ряд недостатков. Подача газа должна поддерживаться, и газ до определенной степени потребляется так, что новые подачи газа должны быть получены в промежутках. И установки со стороны ниже по потоку, чем резервуар, должны обрабатывать дополнительный поток, создаваемый добавляемым газом.

В предпочтительном варианте осуществления источником газа для средства для введения газа является газовая зона в верхней части резервуара. Газ, отделенный от входящей текучей среды, впоследствии используется как источник газа, который должен быть добавлен во входящую текучую среду, и таким образом получаются сбережения подач внешнего газа. В еще более предпочтительном варианте осуществления газовая зона в верхней части резервуара является единственным источником газа для средства для введения газа. Это обеспечивает отсутствие использования установки для внешних подач газа, и резервуар, таким образом, имеет более простую конструкцию.

В дополнительном варианте осуществления трубопровод из зоны газа в верхней части резервуара соединяется с эжектором на входе в тот же самый резервуар. Эжектор имеет то преимущество, что в нем нет движущихся частей, и, таким образом, имеет высокую надежность. Надежность резервуара как такового, следовательно, улучшается по сравнению с вариантом осуществления, использующим внешнюю подачу газа, также потому, что текучая среда, как, например, пластовая вода, автоматически обеспечивает подачу газа.

В еще одном варианте осуществления трубопровод из зоны газа в верхней части резервуара находится в открытом непосредственном соединении с эжектором на входе в тот же самый резервуар в течение работы резервуара. Следовательно, в указанном трубопроводе нет насоса. Расходомер может быть предусмотрен в трубопроводе, но это не должно предотвращать открытого непосредственного соединения по потоку. Средство для введения газа, реализованное таким способом, является полностью самоподдерживающимся и автоматически работающим с очень высокой надежностью.

В предпочтительном варианте осуществления резервуара в соответствии с изобретением винтовая спиральная лопасть имеет по меньшей мере два полных поворота на 360 ° для обеспечения удовлетворительного образования завихрения и, таким образом, улучшения разделения.

Далее, с целью улучшения производительности по разделению, винтовая спиральная лопасть имеет ширину в диапазоне от 5 до 15 см.

Для получения наилучшего разделения в резервуаре предпочтительно, чтобы резервуар имел по меньшей мере один третий выход для нефти и газа, размещенный в стенке резервуара под выступом выступающей стенки в форме усеченного конуса, причем выступ представляет собой местоположение, где стенка в форме усеченного конуса контактирует со стенкой резервуара. В этом местоположении стенка в форме усеченного конуса имеет свой наибольший диаметр и прикреплена к стенке резервуара, как, например, посредством сварки. Нефть и газ могут быть отобраны в верхней части резервуара через первый выход, и также в нижней части резервуара через третий выход, что приводит к очень эффективному разделению. Третий выход для нефти и газа предпочтительно размещен непосредственно под верхним концом выступающей стенки в форме усеченного конуса, который представляет собой наивысшее место в нижней части резервуара, которого может достичь разделительная текучая среда. В предпочтительном варианте осуществления третий выход соединен с верхней частью резервуара. В этом варианте осуществления нефть и газ, отделенные от воды в нижней части резервуара, затем направляются в верхнюю часть резервуара и выходят из резервуара через первый выход для нефти и газа в верхней части резервуара.

Для дальнейшего улучшения разделения в нижней части резервуара желательно установить второй поток завихрения в нижней части резервуара. Следовательно, резервуар оборудуется средством для обеспечения направленного вверх потока завихрения в нижней части резервуара, таким образом, что направленный вверх поток завихрения предпочтительно окружает направленную вниз часть стенки выступающей стенки в форме усеченного конуса. Второй поток завихрения в нижней части резервуара обеспечивает эффективное отделение возможных остаточных нефти и газа, оставшихся в водной фазе, последующее за стадией разделения в верхней части резервуара. Нефть и газ, по выбору отделяемые от водной фазы в нижней части резервуара, могут быть отобраны через третий выход для нефти и газа, описанный выше. Водная фаза покидает резервуар через второй выход, размещенный в нижней части резервуара. Водная фаза может содержать твердые частицы и материалы в форме частиц, присутствующие в текучей среде, которая должна быть разделена. Эти твердые частицы и материалы в форме частиц обычно покидают резервуар с водной фазой. Однако в варианте осуществления по выбору резервуар оборудуется отдельным выходом для твердых частиц. Этот вариант осуществления по выбору может быть выгодным, когда текучая среда содержит большие количества твердых частиц и материала в форме частиц.

Хотя средство для обеспечения направленного вверх потока завихрения может содержать широкий диапазон средств для направления текучей среды в определенном направлении, предпочтительно, чтобы оно представляло собой по меньшей мере одну перегородку или направляющую лопасть.

В дальнейшем аспекте изобретение также относится к способу разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, включающему следующие стадии:

а) подача текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, которая должна быть обработана, в тангенциально расположенный вход в первый резервуар вышеупомянутого типа, создавая поток текучей среды в нижнюю часть резервуара через выступающую вниз стенку в форме усеченного конуса с винтовой спиральной лопастью;

б) отбор потока нефти и газа из по меньшей мере одного первого выхода из первого резервуара и дальнейшее разделение потока нефти и газа во втором резервуаре для получения потока нефти через по меньшей мере один второй выход из второго резервуара и первый поток газа через по меньшей мере один первый выход из второго резервуара;

в) отбор первого потока воды из по меньшей мере одного второго выхода из первого резервуара и подачу потока воды через тангенциально расположенный вход в третий резервуар, создавая поток текучей среды в нижнюю часть третьего резервуара через выступающую вниз стенку в форме усеченного конуса с винтовой спиральной лопастью, и

г) отбор потока очищенной воды через по меньшей мере один второй выход из третьего резервуара. Поток очищенной воды содержит менее чем 20 ч./млн примесей и может содержать менее чем 15 ч./млн примесей или даже менее чем 10 ч./млн примесей.

Способ обеспечивает возможность отделения потока очищенной воды от других компонентов текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, и, если желательно, разделения текучей среды на все эти компоненты, то есть на водную фазу, нефтяную фазу и газовую фазу. Кроме того, разделенные фазы имеют высокую степень очистки. Нефтяная фаза и газовая фаза могут быть выгружены для использования или дальнейшей обработки, и поток очищенной водной фазы может быть возвращен в окружающую среду, например в море или в пласт. Водная фаза может содержать материал в форме твердых частиц типа песка и других частиц, которые, если желательно, могут легко быть удалены посредством фильтра или посредством осаждения.

Способ в соответствии с настоящим изобретением является выгодным в нескольких аспектах. Разделительные резервуары, используемые в способе, не имеют движущихся частей, и они являются очень прочными при обработке текучей среды, как, например, текучей среды, находящейся в стволе скважины, различных составов. И способ является эффективным при очистке воды также, когда текучая среда содержит большую долю воды. Способ, следовательно, хорошо подходит для продолжения продуктивной жизни разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, где содержание воды является высоким в потоке текучей среды из устья скважины, типично потому, что вода вводилась в пласт в течение многих лет во время добычи нефти.

В предпочтительном варианте осуществления способа в текучую среду или жидкость в первом резервуаре, и/или втором резервуаре, и/или третьем резервуаре вводят газ. Таким образом, введение газа может быть применено только в одном из резервуаров, в двух из резервуаров, или во всех резервуарах. Введение газа может поэтому применяться любым желательным способом для облегчения разделения.

Введение газа предпочтительно осуществляется на входе в резервуар, и более предпочтительно средство для введения газа размещено во входной трубе в тесной близости ко входу. Сопло для введения может в этом случае быть кольцеобразной формы. Газ, который должен быть введен, представляет собой по выбору рециркулирующий газ из процесса разделения. Введенный газ облегчает процесс флотации, отделяющий воду от газа. Поскольку наилучшие результаты достигаются, когда газ диспергируется в текучей среде как маленькие пузырьки, предпочтительным является, чтобы газ вводился в текучую среду во входном канале через устройство для сопла, размещенное только на коротком расстоянии от входного отверстия для предотвращения объединения маленьких пузырьков газа для образования больших пузырьков газа, которые не имеют той же самой эффективности.

В дальнейшем аспекте изобретение также относится к использованию разделительного резервуара, содержащего по существу цилиндрический вертикальный резервуар, тангенциально расположенный вход, по меньшей мере один первый выход для нефти и газа в верхней части резервуара, по меньшей мере один второй выход для воды в нижней части резервуара, средство для установления спокойного потока вокруг второго выхода и зону завихрения, размещенную ниже тангенциально расположенного входа и выше второго выхода, в котором зона завихрения содержит выступающую вниз стенку в форме усеченного конуса, разделяющую резервуар на верхнюю часть и нижнюю часть с отверстием у нижнего конца выступающей вниз стенки в форме усеченного конуса для обеспечения сообщения между верхней частью и нижней частью резервуара, и винтовую спиральную лопасть, расположенную у направленной вверх части стенки в форме усеченного конуса и прикрепленную к ней, для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, предпочтительно на эти компоненты.

Разделительный резервуар или резервуары могут, например, быть использованы на текучей среде из основного потока из устья скважины или на частичном потоке, отклоненном или отделенном от основного потока, или в промежуточной стадии очистки потока воды, содержащего малые количества нефти и газа, или, например, быть использованы в окончательной стадии очистки такого потока воды, или разделительный резервуар может быть использован на частичном потоке из него и, возможно, на частичном потоке из другого сепаратора. В любом случае вода, нефть и газ происходят из устья скважины и как таковые в настоящем контексте рассматриваются как текучие среды, находящиеся в стволе скважины, независимо от того, где в производственном оборудовании сепаратор фактически используется для разделения потока текучей среды.

Использование двух или более резервуаров может быть предпочтительным для получения лучшего разделения фаз. Два или более резервуаров могут быть соединены последовательно, или два или более резервуаров могут быть соединены параллельно. Дополнительной возможностью является соединение резервуаров как последовательно, так и параллельно. Как должны быть соединены резервуары, зависит от ситуации. В любом случае это будет вопросом, который специалист в этой области техники может трактовать, как вопрос установившейся практики.

В предпочтительном варианте осуществления один или несколько резервуаров в соответствии с изобретением используются для разделения скважинной текучей среды из устья скважины при добыче нефти и газа. Текучая среда, подаваемая в резервуары, типично представляет собой богатый водой поток отходов, отделенный от потока из скважины, нагнетаемого из устья скважины. Такое первоначальное разделение на фазу, богатую нефтью/газом, и фазу, богатую водой, может произойти на одной или более стадий разделения.

Использование также включает вариант осуществления, в котором текучая среда первоначально разделяется на фазу нефть/газ и водную фазу.

Использование дополнительно включает вариант осуществления, в котором фаза нефть/газ разделяется на нефтяную фазу и газовую фазу в дополнительной стадии разделения.

В последующем иллюстративные, не ограничительные примеры вариантов осуществления изобретения будут описаны более подробно со ссылкой на чисто схематические чертежи, на которых изображено следующее:

фиг. 1 схематически изображает вид сбоку в разрезе варианта осуществления разделительного резервуара в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 2 изображает вид сверху в разрезе разделительного резервуара по фиг. 1;

фиг. 3 изображает вид, подобный фиг. 1, другого варианта осуществления разделительного резервуара в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 4 изображает дополнительный вариант осуществления в соответствии с настоящим изобретением;

фиг. 5 изображает три разделительных резервуара в соответствии с изобретением, используемых для разделения текучей среды, содержащей нефть, газ и воду;

фиг. 6 изображает последовательно соединенные резервуары в соответствии с изобретением;

фиг. 7 изображает параллельно соединенные резервуары в соответствии с изобретением.

Фиг. 1 изображает вариант осуществления резервуара 1, содержащего цилиндрический вертикальную емкость 2, тангенциально расположенный вход 3 для текучей среды, как, например, скважинной текучей среды, или другой смеси, содержащей воду, нефть и газ. Вход 3 проходит во входное отверстие в стенке резервуара. Резервуар дополнительно содержит первый выход 4, типично для нефти и газа, в верхней части 9 резервуара и второй выход 5, типично для воды, в нижней части 10 резервуара.

Зона 7 завихрения размещена ниже тангенциально расположенного входа 3 и выше второго выхода 5. Зона 7 завихрения содержит выступающую вниз стенку 8 в форме усеченного конуса, разделяющую резервуар на верхнюю часть 9 и нижнюю часть 10. Отверстие 11 предусмотрено у нижнего конца выступающей вниз стенки 8 в форме усеченного конуса для обеспечения возможности сообщения между верхней частью 9 и нижней частью 10 резервуара 1. Винтовая спиральная лопасть 12 размещена и прикреплена к направленной вверх части указанной стенки 8 в форме усеченного конуса.

Выступающая вниз стенка 8 в форме усеченного конуса имеет свой наибольший диаметр у верхнего конца и свой наименьший диаметр у обода отверстия 11 у нижнего конца. Наибольший диаметр у верхнего конца стенки 8 соответствует внутреннему диаметру круглой цилиндрической боковой стенки резервуара, и у этого наибольшего диаметра стенка 8 смонтирована на боковой стенке резервуара, как, например, посредством сварного соединения или другого средства монтажа, как, например, фланца, прикрепленного болтами к стенке резервуара.

Средство для успокаивания потока вокруг второго выхода может быть перегородкой 6, предусмотренной для успокоения движения жидкости вблизи второго выхода, так чтобы она могла установить более спокойный поток вокруг второго выхода 5. Перегородка 6 может, например, быть прикреплена к стенке резервуара посредством использования двух или более плоских полос, простирающихся вниз к изогнутому дну, как ножки, или быть прикреплена посредством двух или более ребер жесткости (стоек), простирающихся к вертикальной части стенки резервуара, или быть прикреплена посредством одной вертикальной опоры, простирающейся вниз от поверхности части трубы, образующей второй выход 5. Средство для успокаивания потока вокруг второго выхода (для воды или для нефти) может быть реализовано в виде диска с круговой периферией, по выбору помещенного горизонтально непосредственно над вторым выходом. Как альтернатива, средство для успокаивания потока вокруг второго выхода может иметь коническую форму или полусферическую форму.

Выход 5 для воды может быть оборудован вентилем, показанным на фиг. 3. Посредством регулирования этого вентиля накопление давления посредством газа, высвобождаемого из смеси в резервуаре 1, может быть отрегулировано. Газ, высвобождаемый из смеси, собирается в верхней части 9 резервуара. Чем больше газа собирается, тем выше становится давление. Поскольку давление газа увеличивается, газ вытесняет жидкую смесь в резервуаре 1. Когда собранный газ вытеснит жидкую смесь до уровня ниже выходного отверстия в выходе 4 для газа и нефти, газ и нефть выпускаются из резервуара через выход 4 благодаря давлению газа.

Резервуар 1 представляет собой разделительный резервуар для скважинной текучей среды из потока из устья скважины, или из бокового потока текучей среды, или из потока, отделенного от любого из этих потоков.

Фиг. 2 изображает разделительный резервуар 1 в разрезе по пунктирной линии АА на фиг. 1. Используя те же номера ссылок, как на фиг. 1, тангенциально расположенный вход 3, выступающая вниз стенка 8 в форме усеченного конуса, винтовая спиральная лопасть 12 и отверстие 11 могут быть видны.

На фиг. 3 изображен дополнительный вариант осуществления резервуара 1. Этот вариант осуществления резервуара 1 содержит все характерные черты резервуара, изображенного на фиг. 1 (обозначенные теми же номерами ссылок), и дополнительно оборудован направляющей пластиной 13" и дополнительным выходом 14 для нефти и газа. Направляющая пластина 13" может, например, быть круглой пластиной с большим диаметром, чем отверстие 11, и смонтированной к нижней стороне стенки 8 в форме усеченного конуса через несколько вертикальных стержней 13 подвески или стоек. Направляющая пластина 13" проходит через отверстие 11 на расстояние от отверстия так, что текучая среда, протекающая вниз и наружу через отверстие 11, наталкивается на направляющую пластину 13" и вытекает наружу в радиальном направлении через кольцевое пространство между направляющей пластиной 13" и ободом отверстия 11. Поверхность кромки 13' направляющей пластины 13" может проходить наклонно по направлению вверх и наружу для направления потока текучей среды вверх. Направляющая пластина 13" расположена так, чтобы обеспечить поток завихрения в нижней части резервуара 10 текучей среды, поступающей из верхней части 9 резервуара в нижнюю часть 10 для обеспечения дополнительного разделения, в котором нефтяная и газовая фаза, отделенная от водной фазы, может быть отобрана из резервуара 1 через дополнительный выход 14.

Дополнительный выход 14 может направлять нефть и газ через отводящий выход типа того, с которым соединяется первый выход 4. Альтернативно, дополнительный выход может быть соединен со входом 3 через невозвратный клапан и эжектор, смонтированный в трубопроводе входа 3, но предпочтительно трубопровод 100 соединяет дополнительный выход 14 с верхней частью 9 резервуара через дополнительное входное отверстие в стенке резервуара. Преимущество этого варианта осуществления заключается в простоте конструкции, потому что только короткий трубопровод 100 является необходимым для подачи нефти и газа из нижней части резервуара в верхнюю часть резервуара.

Газ может быть введен в текучую среду, протекающую через вход 3. В одном варианте осуществления (не показанном) газ, как, например, азот или топливный газ, подается на вход 3 из внешнего источника. В предпочтительном варианте осуществления, иллюстрированном на фиг. 4, газ отбирается из газовой зоны 101 в верхней части 9 резервуара. Газ протекает из газовой зоны 101 через трубопровод 102 и в эжектор 103, смонтированный во входе 3 в резервуар 1. Эжектор реализован как часть трубопровода, имеющая короткую длину и имеющая меньшую площадь поперечного сечения, чем примыкающие части трубопровода, образующие вход 3. В связи с уменьшенной площадью скорость в потоке текучей среды через эжектор становится выше, чем в примыкающих частях входа, и в результате этого давление текучей среды в эжекторе является относительно низким, так что газ всасывается из трубопровода 102 в текучую среду, протекающую через эжектор.

Трубопровод 102 снабжен расходомером 104 или датчиком потока, который не предотвращает открытого прямого сообщения эжектора по потоку с газовой зоной 101 при работе резервуара. Газовая зона 101 также сообщена с трубопроводом 105 для выхода газа, снабженным компрессором 106 для повышения давления выходящего газа. В варианте осуществления, иллюстрированном на фиг. 4, средство для введения газа на вход в резервуар является полностью самоподдерживающимся и автоматически действующим.

Вариант осуществления по фиг. 4 имеет дополнительное преимущество в том, что газовая установка находится в равновесии по потоку в том смысле, что поток избыточного газа, отбираемого через трубопровод 105 для выхода газа, соответствует разности потоков газа, поданного с потоком текучей среды через вход 3, и газа, выходящего через выход 4. Поток газа в резервуар является большим и предпочтительно значительно большим, как, например, по меньшей мере на 50% большим или на 100% большим, чем суммарный выход газа из первого выхода 4 и трубопровода 105 для выхода газа.

В другом варианте осуществления введение газа осуществляется во вход в резервуар, и средство для введения газа размещается во входной трубе в тесной близости к входу. Сопло для введения может в этом случае быть в форме кольца.

Резервуар в соответствии с изобретением обычно работает при давлении, определяемом главным образом посредством давления, при котором текучая среда выходит из устья скважины, однако давление может также быть повышено или понижено перед входом в резервуар с использованием известных процедур. Резервуар может работать при давлении, соответствующем атмосферному давлению, и выше.

Размеры резервуара могут быть выбраны в соответствии с количествами текучей среды, которая должна быть обработана. При работе было обнаружено, что время пребывания в резервуаре для текучей среды, которая должна быть обработана, должно составлять от приблизительно 20 с и выше, предпочтительно время пребывания находится в диапазоне от 20 до 300 с, более предпочтительно от 25 до 240 с.

Для резервуара в соответствии с изобретением эффективный объем разделения может быть рассчитан как объем пространства, ограниченного резервуаром 1 и высотой жидкости в резервуаре. На основе времени пребывания производительность резервуара может быть рассчитана, например, резервуар с эффективным объемом разделения 1 м ³ и временем пребывания для жидкости приблизительно 30 с имеет производительность при обработке приблизительно 100 м ³ текучей среды в час.

Отношение высоты к диаметру резервуара может быть выбрано в пределах широких ограничений, предпочтительно в диапазоне от 1:1 до 4:1, более предпочтительно от 1:1 до 2:1. В пределах возможностей специалиста в этой области техники находится выбор материалов, используемых для конструкции резервуара, на основе фактических условий, для предназначенного использования, как, например, количеств жидкости, которая должна быть обработана, состава указанной жидкости, выбранного давления, температуры жидкости и присутствия возможно коррозионных химикатов в любой из фаз смеси.

В течение работы скорость, с которой разделенные фазы отводятся через соответствующие выходы, определяется тем, где поверхности раздела между газом и нефтью, нефтью и водой и водой и твердыми частицами размещаются в резервуаре. Специалист в этой области техники оценит, как отрегулировать скорость отвода через соответствующие выходы так, чтобы оптимальное разделение было достигнуто.

В связи со способом, которым разделительный резервуар в соответствии с изобретением конструируется со всеми поверхностями, вертикальными или имеющими крутой наклон, за исключением направляющей лопасти и разрушителя завихрения, и отсутствием узких проходов в резервуаре, в резервуаре отсутствует место, которое склонно к забиванию или осаждению материалов в форме твердых частиц. Поэтому первоначальное разделение текучей среды у устья скважины может осуществляться по существу непрерывно, без потребности в техническом обслуживании резервуара или только с минимальной потребностью.

Дополнительное техническое обслуживание, которое является необходимым, даже если оно является нечастым, может быть легко осуществлено в связи с хорошо продуманной конструкцией резервуара.

Таким образом, разделение текучей среды у устья скважины или в потоке из скважины в соответствии с изобретением имеет значительную надежность, то есть оно может производиться в течение длительных периодов без перерывов, и немногие остановки, которые могут потребоваться для технического обслуживания, могут быть сделаны короткими.

Высокая производительность в сочетании с минимальными требованиями к пространству и надежностью разделительного резервуара в соответствии с изобретением делает его особенно подходящим для использования в морских установках, как, например, платформах для добычи нефти и газа. Кроме того, он также хорошо подходит для использования при добыче нефти и газа, размещенной на дне моря, потому что при таком местоположении ограничения в пространстве могут быть даже более строгими, чем в традиционных платформах для добычи нефти и газа, и объем технического обслуживания может быть меньшим. Резервуар очень полезен при добыче нефти и газа как на берегу, так и в море.

Далее изобретение будет дополнительно иллюстрировано посредством примеров, которые не должны рассматриваться, как ограничивающие изобретение.

Примеры

1. Использование трех разделительных резервуаров в соответствии с изобретением для разделения трех фаз.

На фиг. 5 показано использование разделительных резервуаров для разделения потока из скважины, содержащего нефть, газ и воду, изображено схематически.

Для разделения текучей среды использованы три резервуара 1, 1' и 1" в соответствии с изобретением. Первый выход 4 из резервуара 1 предназначен для нефти и газа и соединяется со входом 3' в резервуар 1'. Аналогично, второй выход 5 из резервуара 1 предназначен для воды (с меньшими количествами нефти и газа) и соединяется со входом 3" в резервуар 1".

Скважинная текучая среда, отделенная от устья скважины, направляется в резервуар 1 через вход 3. В резервуаре 1 текучая среда разделяется на газовую и нефтяную фазу и водную фазу. Газовая и нефтяная фаза отбираются из резервуара 1 через первый выход 4 и направляются в резервуар 1' через вход 3' . Водная фаза (с меньшими количествами нефти и газа) отбирается из резервуара 1 через второй выход 5 и направляется в резервуар 1" через вход 2".

В резервуаре 1' газовая и нефтяная фазы разделяются на газ, который выходит из резервуара 1' через первый выход 4', и нефть, которая выходит из резервуара 1' через второй выход 5'.

В резервуаре 1" водная фаза разделяется на воду и нефть/газ. Нефть/газ выходит из резервуара 1" через первый выход 4", и вода выходит из резервуара 1" через выход 5".

Для улучшения разделения в резервуаре 1" далее газ может быть введен во входящий поток из второго выхода 5. Газ для введения может быть частью газа, извлеченного из первого выхода 4', как обозначено пунктирной линией 114.

Два резервуара 1 и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором во входе 3 и входе 3", соответственно. По выбору резервуар 1' может также быть снабжен таким трубопроводом 102.

Посредством описанного расположения текучая среда из устья скважины, содержащая нефть, газ и воду, очень эффективно разделяется на нефтяную фазу, газовую фазу и водную фазу, причем поток очищенной воды, выходящий из резервуара 1" через трубопровод 5", содержит менее чем 10 частей на миллион примесей.

2. Использование трех разделительных резервуаров в соответствии с изобретением, соединенных последовательно.

Фиг. 6 схематически изображает три резервуара 1, 1' и 1", соединенных последовательно для разделения потока 204 из скважины из устья скважины на фазу 205 нефть/газ и водную фазу 206. Поток 204 из скважины может, например, быть водой, содержащей 1000 ч./млн примесей (газ/нефть). После обработки в резервуаре 1 поток воды в трубопроводе 207 из второго выхода 5 содержит 100 ч./млн примесей. Поток 207 подается на вход 3' для обработки в резервуаре 1', и поток 208 воды из второго выхода 5' из резервуара 1' содержит 10 ч./млн примесей. Поток 208, наконец, подается на вход 3" для обработки в резервуаре 1", таким образом обеспечивая поток 206 воды из второго выхода 5" с менее чем 5 ч./млн примесей.

Резервуары 1, 1' и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором на входе 3, входе 3' и входе 3", соответственно.

Эта конструкция может по выбору быть использована для дальнейшей обработки потока воды из второго выхода 5" из резервуара 1" в расположении резервуара, иллюстрированном на фиг. 5 (пример 1). Фаза нефть/газ может быть разделена на нефть и газ посредством обработки в дополнительном резервуаре, как описано в примере 1. По выбору, фаза нефть/газ может быть разделена в двух или более резервуарах последовательно.

3. Использование разделительных резервуаров в соответствии с изобретением, соединенных параллельно.

Фиг. 7 схематически изображает устройство, где два резервуара 1 и 1' соединены параллельно. Скважинная текучая среда из разделенных потоков 303 и 304 из устья скважины входит в резервуары 1 и 1' на входах 3, 3'. Фаза нефть/газ отбирается, как 305, и водная фаза отбирается, как 306. Фаза нефть/газ и водная фаза могут быть дополнительно обработаны, как описано в примерах 1 и 2.

Резервуары 1 и 1' снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором на входе 3 и входе 3', соответственно.

Фиг. 1-7 являются только схематическими, и устройства могут содержать дополнительное оборудование, обычно используемое в добыче нефти и газа, как, например, вентили, насосы, компрессоры, дополнительные трубопроводы, которые исключены для упрощения. Однако устройство, описанное выше, может легко быть приспособлено для конкретного использования специалистом в этой области техники.

Кроме того, очевидно, что резервуары в соответствии с изобретением могут быть использованы в сочетании при любом желаемом расположении, например, последовательно и/или параллельно. Разделительные резервуары для текучей среды, находящейся в стволе скважины, и способ и использование в соответствии с настоящим изобретением могут быть модифицированы в пределах объема прилагаемых пунктов формулы изобретения. Подробности различных вариантов осуществления могут объединяться в новые варианты осуществления в пределах объема пунктов формулы изобретения. Например, возможно снабдить отдельный резервуар двумя или более первыми выходами и/или двумя или более вторыми выходами, и/или двумя или более входами. Первый выход может быть снабжен вентилем, и как первый выход, так и второй выход могут быть снабжены вентилем. Первый выход и/или второй выход могут быть смонтированы в других местоположениях, чем коаксиально с вертикальной центральной линией резервуара, как, например, параллельно указанной центральной линии, но на расстоянии от центральной линии. Эжектор, используемый на входе, может быть заменен другим смесительным устройством для смешения газа и текучей среды, или смесительным устройством на входе в сочетании с насосом в трубопроводе 102 для отвода газа из зоны газа. Такие варианты осуществления являются, однако, менее благоприятными, потому что они являются более сложными и не подобными варианту осуществления по фиг. 4 автоматической саморегулирующейся установки, которая является независимой от внешних подач и не имеет движущихся частей. Установка, показанная на фиг. 4 для отбора газа из зоны 101 газа в верхней части 9 разделительного резервуара и подачи газа на вход того же самого резервуара, может быть использована также в соединении с резервуарами других конструкций, чем конструкция, иллюстрированная на фиг. 1-3 и заявленная в п.1.