УСТАНОВКА ДЛЯ РАЗДЕЛЕНИЯ СМЕСИ НЕФТИ, ВОДЫ И ГАЗА
PLANT TO SEPARATE MIX OF OIL, WATER AND GAS

Настоящее изобретение относится к установке для разделения при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа на компоненты.
Такая разделительная установка обычно включает подводящий трубопровод, оборудованный клапаном регулирования давления, обеспечивающим в процессе нормальной работы понижение давления смеси от высокого давления до давления разделения, и несколько соединенных между собой разделительных аппаратов. Разделительные аппараты достаточно велики для обеспечения хорошего разделения.
Недостатком такой установки является то, что в случае остановки процесса разделительные аппараты должны быть освобождены. Для этой цели разделительный аппарат должен быть соединен с системой сброса давления и продувки, включающей расширение таким образом, чтобы пары и жидкости могли переноситься по направлению к расширению.
Целью настоящего изобретения является создание разделительной установки, у которой не имеется разделительных резервуаров, но которая состоит из труб, благодаря чему на установке не возникает избытка обрабатываемого материала и, следовательно, отсутствует необходимость в сбросе давления и системе продувки.
Согласно изобретению, предлагается установка для разделения смеси нефти, воды и газа, поступающей из скважины, которая включает:
- первый встроенный в линию сепаратор для разделения смеси на газовый поток, по существу не содержащий жидкости, и жидкий поток, по существу не содержащий газа, причем первый встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи смеси в первый встроенный в линию сепаратор;
- второй встроенный в линию сепаратор для разделения жидкого потока на поток нефти, по существу не содержащий воды, и водный поток, по существу не содержащий нефти, причем второй встроенный в линию сепаратор оборудован вводным трубопроводом для подачи жидкого потока во второй встроенный в линию сепаратор;
где каждый встроенный в линию сепаратор включает камеру для разделения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор, причем внутренний диаметр этой камеры по существу равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода, встроенного в линию сепаратора.
Разделение потока флюида в камере может происходить на основе силы тяжести, центробежных сил или сочетания сил тяжести и центробежных сил. Однако предпочтительно, чтобы камера была вихрекамерой, имеющей устройство для возбуждения вихревого движения потока соответствующего флюида, подаваемого во встроенный в линию сепаратор для разделения потока флюида с помощью центробежных сил, прилагаемых к потоку флюида.
Благодаря той особенности, что внутренний диаметр вихрекамеры по существу равен внутреннему диаметру соответствующего вводного трубопровода, встроенного в линию сепаратора, достигается то, что содержание флюида на установке (называемое избытком флюида) не значительно превышает внутренний объем системы труб установки. В результате этого в случае временной остановки установки в последней не имеется большого объема газа и, следовательно, отсутствует необходимость сброса внутреннего давления на установке на время ее простоя и, соответственно, отсутствует необходимость сжигании в факеле остающегося на установке газа. Кроме того, поскольку диаметр встроенных в линию сепараторов соизмерим с диаметром трубной системы установки, конструкция сепараторов может быть трубопроводного типа, а не аппаратного типа, которую имеют традиционные сепараторы. Из этого следует, что установка значительно легче традиционных установок, которые включают традиционные, основанные на гравитации сепараторы.
В случае шельфовой скважины предпочтительно, чтобы установка была расположена на дне моря, что устраняет необходимость во внебереговой платформе для переработки добытого углеводородного флюида.
Целесообразно располагать установку на опорной раме, оборудованной средствами для ее подъема и транспортирования. Такое устройство позволяет перемещать установку от одной скважины к другой после того, как добыча углеводородного флюида из первой скважины снизится до уровня, при котором дальнейшая добыча перестает быть экономичной.
Предпочтительно, чтобы вводной трубопровод первого встроенного в линию сепаратора соединялся по флюиду только с одной скважиной, производящей углеводородный флюид. Такая компоновка позволяет установке быть очень легкой и устраняет необходимость в смесительных устройствах для смешения углеводородного флюида из разных скважин.
Далее изобретение описывается более детально со ссылками на сопровождающие чертежи, где
на фиг.1 схематично и без масштабирования показано береговое воплощение настоящего изобретения и
на фиг.2 схематично и без масштабирования показано подводное воплощение настоящего изобретения.
Обратимся к фиг.1, схематически показывающей береговую установку 1 для разделения смеси нефти, воды и газа на компоненты при давлении разделения.
Разделительная установка 1 включает первый встроенный в линию сепаратор 2 для отделения газа от смеси, в результате чего получают по существу не содержащую газа жидкость и газ с пониженным содержанием жидкости. Первый встроенный в линию сепаратор 2 имеет ввод 3, предназначенный для соединения с подводящим трубопроводом 5 и отдельные выводы 7 и 9 для газа и жидкости, соответственно.
Разделительная установка 1 включает, кроме того, устройство 10 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости из вывода 7 для газа первого встроенного в линию сепаратора 2.
Разделительная установка 1 включает далее второй встроенный в линию сепаратор 12 для отделения воды от по существу не содержащей газа жидкости, в результате чего получают по существу не содержащую нефти воду и по существу не содержащую воды нефть. Второй встроенный в линию сепаратор 12 имеет ввод 15, соединенный по флюиду с выводом 9 для флюида первого встроенного в линию сепаратора 2 и отдельные выводы 18 и 19 для воды и нефти, соответственно.
Разделительная установка 1 включает, кроме того, отдельные устройства 25 и 27 для удаления по существу не содержащей нефти воды и по существу не содержащей воды нефти из выводов 18 и 19 для воды и нефти второго встроенного в линию сепаратора 12.
Примером встроенного в линию сепаратора является двухтрубный горизонтальный нефтегазовый сепаратор, описанный в Petroleum Engineering Handbook, изданном Н.В.Bradley, SPE.
Разделительная установка 1 соединена с подводящим трубопроводом 5, который проходит от устья 30 скважины, принадлежащего скважине 31 в подземном пласте 33. Устье 30 скважины оборудовано подходящим запорным клапаном 35.
В показанном на фиг.1 воплощении вывод 15 второго встроенного в линию сепаратора 12 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 9 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 2.
В одном из альтернативных воплощений установка 1 включает дополнительно деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с выводом для жидкости первого встроенного в линию сепаратора, и вывод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с вводом второго встроенного в линию сепаратора. Примером встроенного в линию деэмульсационного устройства является электростатический или ультразвуковой коагулятор.
Устройством 10 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости является подходящий бессальниковый компрессор 40. Бессальниковый компрессор 40 расположен вместе со своим электромотором 41 в герметичном корпусе 45. Компрессор 40 имеет всасывающую сторону 46, которая соединена посредством трубопровода 47 с выводом 7 для газа первого встроенного в линию сепаратора 2. Компрессор 40 имеет нагнетательную сторону 48, которая соединена с трубопроводом 49. Во время нормальной работы компрессор 40 поднимает давление газа от давления разделения до давления в трубопроводе.
Устройство для удаления по существу не содержащей нефти воды 25 представляет собой герметизированный водяной насос, каковым является насос 50, расположенный в герметичном корпусе 52. Насос 50 имеет всасывающую сторону 53 и нагнетательную сторону 56. Всасывающая сторона 53 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 18 для воды второго встроенного в линию сепаратора 12 через трубопровод 57. По существу не содержащая нефти вода выпускается через трубопровод 59, который соединен с нагнетательной стороной 56, к подходящему месту хранения (не показано). Альтернативой является направление воды к нагнетательной скважине с целью закачки ее в подземный коллектор.
Устройство для удаления по существу не содержащей воды нефти 27 представляет собой герметичный нефтяной насос, каковым является насос 60, расположенный в герметичном корпусе 62. Насос 60 имеет всасывающую сторону 63 и нагнетательную сторону 66. Всасывающая сторона 63 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 19 для нефти второго встроенного в линию сепаратора 12 через трубопровод 67. По существу не содержащая воды нефть пропускается через трубопровод 69 к подходящему месту хранения и погрузочно-разгрузочному устройству (не показаны).
Соответственным образом, установка согласно настоящему изобретению включает также клапан регулирования давления (не показан) для снижения давления смеси от высокого давления до давления разделения, который (клапан) расположен между подводящим трубопроводом 5 и вводом 3 первого встроенного в линию сепаратора 2. Соответственно, клапан регулирования давления является частью системы защиты от избыточно высокого давления, как это описано в опубликованной международной патентной заявке №03/038325. Такая система защиты от избыточно высокого давления включает секцию трубопровода, проходящую между клапаном регулирования давления и системой обработки флюида низкого давления, запорный клапан, оборудованный приводом, расположенным в секции трубопровода, датчики давления, расположенные по одному на каждой стороне запорного клапана в секции трубопровода, систему контроля безопасности, которая сообщается с приводом и датчиками давления и выдает сигнал при обнаружении высокого давления в секции трубопровода, и самодиагностическую систему для проверки запорного клапана и датчиков давления, которая сообщается с приводом, датчиками давления и системой контроля безопасности и выдает сигнал при обнаружении отказа в запорном клапане, в датчиках давления или и в том и другом.
Понятно, что установка настоящего изобретения может быть также использована и на шельфе, например на внебереговой платформе. Однако, поскольку разделительная установка согласно настоящему изобретению не требует факела, она может быть использована и на морском дне для подводного устья скважины.
На фиг.2 схематически представлена подводная установка 201 для разделения на компоненты при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа. Подводная установка для разделения при соответствующем давлении смеси нефти, воды и газа расположена на дне моря 270 ниже уровня моря 271.
Разделительная установка 201 включает первый встроенный в линию сепаратор 202 для отделения газа от смеси, в результате чего получают по существу не содержащую газ жидкость и газ с пониженным содержанием жидкости. Первый встроенный в линию сепаратор 202 имеет ввод 203, предназначенный для соединения с подводящим трубопроводом 205, и отдельные выводы 207 и 209 для газа и жидкости, соответственно.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, устройство 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости из вывода 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, второй встроенный в линию сепаратор 212 для отделения воды от по существу не содержащей газа жидкости, в результате чего получают по существу не содержащую нефти воду и по существу не содержащую воды нефть. Второй встроенный в линию сепаратор 212 имеет ввод 215, соединенный по флюиду с выводом 209 для флюида первого встроенного в линию сепаратора 202, и отдельные выводы 218 и 219 для воды и нефти, соответственно.
Разделительная установка 201 включает, кроме того, отдельные устройства 225 и 227 для удаления по существу не содержащей нефти воды и по существу не содержащей воды нефти из выводов 218 и 219 для воды и нефти второго встроенного в линию сепаратора 212.
Примером встроенного в линию сепаратора является двухтрубный горизонтальный нефтегазовый сепаратор, описанный в Petroleum Engineering Handbook, изданном Н.В.Bradley, SPE.
Разделительная установка 201 соединена с подводящим трубопроводом 205, который проходит от устья 230 скважины, принадлежащего скважине 231 в подземном пласте 233. Устье 230 скважины оборудовано подходящим запорным клапаном 235.
В показанном на фиг.2 воплощении вывод 215 второго встроенного в линию сепаратора 212 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 9 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202.
В одном из альтернативных воплощений установка 201 включает дополнительно деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с выводом для жидкости первого встроенного в линию сепаратора, и вывод, находящийся в непосредственной связи по флюиду с вводом второго встроенного в линию сепаратора. Примером встроенного в линию деэмульсационного устройства является электростатический или ультразвуковой коагулятор.
Устройством 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости является подходящий в данном случае бессальниковый компрессор 240. Бессальниковый компрессор 240 расположен вместе со своим электромотором 241 в герметичном корпусе 245. Компрессор 240 имеет всасывающую сторону 246, которая соединена посредством трубопровода 247 с выводом 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202. Компрессор 240 имеет нагнетательную сторону 248, которая соединена с трубопроводом 249. Во время нормальной работы компрессор 240 поднимает давление газа от давления разделения до давления в трубопроводе.
Устройство для удаления по существу не содержащей нефти воды 225 представляет собой герметизированный водяной насос, каковым является насос 250, расположенный в герметичном корпусе 252. Насос 250 имеет всасывающую сторону 253 и нагнетательную сторону 256. Всасывающая сторона 253 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 218 для воды второго встроенного в линию сепаратора 212 через трубопровод 257. По существу не содержащая нефти вода выпускается через трубопровод 259, который соединен с нагнетательной стороной 256, к подходящему месту хранения (не показано). Альтернативой является направление воды к нагнетательной скважине с целью закачки ее в подземный коллектор.
Устройство для удаления по существу не содержащей воды нефти 227 представляет собой герметичный нефтяной насос, каковым является насос 260, расположенный в герметичном корпусе 262. Насос 260 имеет всасывающую сторону 263 и нагнетательную сторону 266. Всасывающая сторона 263 находится в непосредственной связи по флюиду с выводом 219 для нефти второго встроенного в линию сепаратора 212 через трубопровод 267. По существу не содержащая воды нефть пропускается через трубопровод 269 к подходящему месту хранения и погрузочно-разгрузочному устройству (не показаны).
Воплощение настоящего изобретения с расположением на морском дне содержит в себе дополнительную особенность, которая состоит в том, что установка дополнительно включает коллектор флюида 280, имеющий первый ввод 281, второй ввод 282 и один вывод 283. Нагнетательная сторона 248 бессальникового компрессора 210 сообщается по флюиду с первым вводом 281 коллектора 280, а нагнетательная сторона 266 герметизированного нефтяного насоса 227 непосредственно сообщается по флюиду со вторым вводом 282. Коллектор флюида 280 имеет один вывод 283, который выходит в трубопровод (не показан). Трубопровод транспортирует объединенный нефтегазовый поток. Преимуществом коллектора 280 является то, что для транспортирования углеводородов на берег, где происходит разделение нефти и газа, требуется только один трубопровод.
3+
С целью удаления из газа способных конденсироваться компонентов, таких как вода и С-компоненты, в такой степени, чтобы точка росы газа была ниже температуры, которая определяется условиями на дне моря, целесообразно, чтобы разделительная установка дополнительно включала устройство для подготовки газа к транспортированию. Роль такого устройства может с успехом выполнять ультразвуковое газоподготовительное устройство, описанное в тематической статье F.Okimoto и J.M.Brouwer в World Oil, August 2002, Vol.223, no.8.
Газоподготовительное устройство может быть расположено перед (по ходу потока) устройством 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости, или же оно может быть расположено после устройства 210 для удаления газа с пониженным содержанием жидкости. В устройстве, расположенном «перед» (показано штриховыми линиями и обозначено 290u), ввод в газоподготовительное устройство непосредственно сообщается по флюиду с выводом 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 210, а вывод непосредственно сообщается по флюиду с всасывающей стороной 248 компрессора 240. Кроме того, в этом случае нагнетательная сторона 248 компрессора 240 непосредственно сообщается по флюиду с первым вводом 281 коллектора 280. Жидкость, отделяемая с помощью газоподготовительного устройства 290и, пропускается через трубопровод (не показан) к трубопроводу 257, который подходит к всасывающей стороне 253 водяного насоса 250. В воплощении «после» (показано штриховыми линиями и обозначено 290d) ввод в газоподготовительное устройство непосредственно сообщается по флюиду с нагнетательной стороной 248 компрессора 240, а вывод газоподготовительного устройства непосредственно сообщается по флюиду с первым вводом коллектора 280. В этом случае вывод 207 для газа первого встроенного в линию сепаратора 202 непосредственно сообщается по флюиду с всасывающей стороной 246 компрессора 240. Жидкость, отделяемая с помощью газоподготовительного устройства 290d, пропускается через трубопровод (не показан) к трубопроводу 259, который отходит от нагнетательной стороны 256 водяного насоса 250.
В воплощении, представленном на фиг.2, ввод 215 второго встроенного в линию сепаратора 212 непосредственно сообщается по флюиду с выводом 209 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202. В альтернативном случае установка 201 дополнительно включает встроенное в линию деэмульсационное устройство (не показано), имеющее ввод, непосредственно сообщающийся по флюиду с выводом 209 для жидкости первого встроенного в линию сепаратора 202, и вывод, непосредственно сообщающийся по флюиду с вводом 215 второго встроенного в линию сепаратора 212.
Соответственным образом, установка согласно настоящему изобретению включает, кроме того, клапан регулирования давления (не показан) для снижения давления смеси от высокого давления до давления разделения, который (клапан) расположен между подводящим трубопроводом 205 и вводом 203 первого встроенного в линию сепаратора 202. При этом клапан регулирования давления является частью системы защиты от избыточно высокого давления, как это описано в опубликованной международной патентной заявке №03/038325. Такая система защиты от избыточно высокого давления включает секцию трубопровода, проходящую между клапаном регулирования давления и системой обработки флюида низкого давления, запорный клапан, оборудованный приводом, расположенным в секции трубопровода, датчики давления, расположенные по одному на каждой стороне запорного клапана в секции трубопровода, систему контроля безопасности, которая сообщается с приводом и датчиками давления и выдает сигнал при обнаружении высокого давления в секции трубопровода, и самодиагностическую систему для проверки запорного клапана и датчиков давления, которая сообщается с приводом, датчиками давления и системой контроля безопасности и выдает сигнал при обнаружении отказа либо в запорном клапане, либо в датчиках давления, либо и в том, и другом.
В приведенном выше описании установка согласно изобретению соединена с устьем скважины. Однако альтернативным образом установка может быть соединена с накопительной станцией, на которую совместно поступают флюиды от нескольких скважин.