УСТРОЙСТВО ДЛЯ СЕПАРАЦИИ ГАЗА И ЖИДКОСТИ, А ТАКЖЕ СООТВЕТСТВУЮЩИЙ СПОСОБ
APPARATUS AND METHOD FOR GAS AND LIQUID SEPARATION

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в общем относится к разделению компонентов в многофазном потоке. Более конкретно оно относится к изменению режима потока устройством формирования потока таким образом, чтобы основная часть определенного компонента текучей среды в потоке находилась в определенной области потока, что позволяет осуществлять эффективное разделение различных компонентов текучей среды.
Уровень техники
Газожидкостный двухфазный поток содержит смесь различных текучих сред, имеющих различные фазы, в частности, воздуха и воды, пара и воды или нефти и природного газа. Кроме того, жидкая фаза потока текучей среды может также содержать различные жидкие компоненты, в частности, нефть и воду. Газожидкостный двухфазный поток принимает множество различных форм и может быть классифицирован на различные типы распределения газа в жидкости. Эти классификационные группы, обычно называемые режимами потока или структурами потока, показаны на фиг. 1А-1Е. Пузырьковый поток, как показано на фиг. 1А, представляет собой типичное непрерывное распределение жидкости с довольно равномерной дисперсией пузырьков в жидкости. Снарядный или пробочный режим потока, показанный на фиг. 1В, представляет собой переход от пузырькового потока, при котором пузырьки сливаются в более крупные пузырьки, размер которых приближается к диаметру трубы. Эмульсионный режим потока, показанный на фиг. 1С, представляет собой режим, в котором пузырьки снарядного режима соединяются друг с другом. В кольцевом режиме потока, показанном на фиг. 1D, жидкость проходит по стенкам трубы в виде пленки, в то время как газ проходит в центральной части трубы. И, наконец, в клочковато-кольцевом режиме потока, показанном на фиг. 1Е, по мере увеличения скорости потока жидкости концентрация капель в газовом ядре возрастает, что приводит к образованию крупных агломератов или прослоек жидкости.
Часто является необходимым отделять газообразный и жидкий компоненты текучей среды друг от друга, чтобы обеспечить правильное функционирование некоторых систем, в частности, определенных типов гидравлических насосов. Известны вертикальные или горизонтальные газожидкостные сепараторы, предназначенные для отделения газа от жидкости. Традиционные сепараторы обычно используют механические конструкции, в которых поступающая текучая среда ударяется об отражательную перегородку, которая инициирует первичную сепарацию между газообразным и жидким компонентами. Затем для последующего удаления суспендированной жидкости используются сетчатые прокладки или ситоуловители. Размеры и конкретные характеристики сепаратора зависят от многих факторов, которые могут включать скорость потока жидкости, плотность жидкости, плотность пара, скорость пара и входное давление. Вертикальные сепараторы обычно выбирают в тех случаях, когда отношение паровой/жидкой фазы является высоким или суммарная скорость потока является низкой. Горизонтальные сепараторы обычно являются предпочтительными для низкого отношения паровой/жидкой фазы или для больших объемов всей текучей среды.
Одной из областей применения этих типов сепараторов являются буровые работы при добыче нефти и газа. В частности, если во время проведения буровых работ в стволе скважины возникает фонтанирование, используется сепаратор газа и бурового раствора. Фонтанирование образуется потоком пластовых флюидов, поступающим в ствол скважины во время буровых работ. Если не обеспечить быстрое управление фонтанированием, оно может привести к взрыву. Частью процесса управления фонтанированием является активизация противовыбросовых превенторов с целью закрытия ствола скважины, при этом скважинные флюиды медленно откачиваются из ствола скважины при помощи циркуляции, в то время как более тяжелые буровые растворы закачиваются в ствол скважины. Сепаратор газа и бурового раствора используется для отделения природного газа от бурового раствора по мере откачивания скважинного флюида при помощи циркуляции из ствола скважины. Однако сепараторы известного уровня техники часто имеют ограниченную техническую возможность для обработки потоков, имеющих большие объемы и/или высокие скорости, которые являются, в частности, характерными для стволов скважин.
Разумеется, сепараторы используются также при добыче нефти и газа с целью отделения природного газа от добываемой нефти. Кроме того, существует множество других областей, где требуется применение газожидкостных сепараторов. Так, например, в процессе заправки судов топливом, известном как бункеровка, часто происходит захват топливом воздуха, что приводит к неточному измерению количества загруженного топлива. Аналогично этому при добыче нефти или при производстве других жидкостей перемещение или транспортировка жидкости может приводить к захвату газа, входящего в жидкость во время этого процесса, результатом чего являются трубопроводы с измененным рельефом. При этом захваченные газы могут мешать точному измерению количества жидкого продукта, будь то топливо, перемещаемое во время бункеровки, или жидкость, проходящая по трубопроводу.
Сущность изобретения
Один аспект изобретения относится к формированию многофазного смешанного потока при помощи криволинейного трубопровода, образованного множеством витков или спиралей, перед сепарацией жидкого компонента из линии тока. Формирование криволинейной траектории движения многофазного потока позволяет центробежной силе легче направлять более тяжелую, плотную жидкость наружу или к стенке наружного диаметра трубопровода формирования потока в криволинейной траектории, а более легкий, менее плотный пар или газ - внутрь или вдоль стенки внутреннего диаметра трубопровода формирования потока. В некоторых вариантах осуществления после того, как режим потока в трубопроводе будет изменен, компонент потока, который собирается рядом с соответствующей стенкой трубопровода, может быть удален. Так, например, в потоках, отличающихся увеличенным содержанием жидкого компонента, газообразный компонент жидкостно-газового потока будет собираться вдоль стенки внутреннего диаметра криволинейного трубопровода формирования потока, при этом указанный газ может быть выведен или направлен в выходное отверстие, расположенное на внутренней стенке, и, таким образом, основная часть газа, если не весь газ, вместе с небольшим количеством жидкости, направляется в газожидкостный сепаратор обычного типа. Отделенная текучая среда будет иметь относительно более высокое отношение содержания газа к жидкости, чем первичный поток в трубопроводе, однако, она будет входить в газовый сепаратор обычного типа со скоростью гораздо более низкой, чем суммарная скорость потока в трубопроводе формирования потока. Это позволяет получать эффективную сепарацию газа от жидкости при помощи более компактного и экономичного традиционного газожидкостного сепаратора, чем в случае полного потока и/или более высоких скоростей потока.
В некоторых вариантах осуществления криволинейный трубопровод в виде одного или множества витков может быть использован в сочетании с датчиком для управления регулируемым клапаном. В случае множества витков эти витки трубопровода увеличивают время прохождения потока через систему. Датчик, расположенный на пути движения потока, используется для измерения определенного параметра потока 12, в частности, процентного содержания или «фракции» одного или более компонентов потока. Регулируемый клапан устанавливается в достаточной степени низко по направлению потока, чтобы при помощи этого клапана можно было обеспечивать своевременное управление потоком на основании результатов измерений, полученных от датчика. Так, например, результаты измерения датчиком содержания определенной фракции можно использовать для регулирования положения перегораживающей пластины относительно потока, увеличивая или уменьшая, таким образом, количество текучей среды, отделяемой от потока. Датчики, представленные в настоящем описании, предназначены, главным образом, для измерения определенной фракции, однако, могут быть также использованы и другие типы датчиков. Аналогично этому датчики для измерений фракций не ограничены каким-либо определенным типом, но могут включать неограничительные примеры интерфейсных измерителей, оптических или емкостных датчиков. Увеличенное время пребывания потока в многовитковой системе позволяет производить настройку клапана после определения содержания соответствующей фракции, что улучшает сепарацию жидких компонентов после реструктуризации потока согласно изобретению. Регулируемый клапан может представлять собой, например, перегораживающую пластину, крыло или аналогичную конструкцию, которую можно использовать для вывода или отделения одного из компонентов потока. Могут быть также использованы и другие типы регулируемых клапанов.
В некоторых вариантах осуществления многовитковой системы основной диаметр одного или более витков или спиралей, обычно расположенных вдоль оси, может изменяться вдоль длины оси, чтобы регулировать скорость потока, проходящего через систему. В некоторых вариантах осуществления трубопровод содержит множество витков, расположенных вдоль оси, при этом каждый следующий виток имеет меньший основной диаметр, чем предыдущий виток, таким образом, скорость потока в трубопроводе увеличивается вдоль оси, сохраняя режим сепарации потока. Аналогично этому в некоторых вариантах осуществления, трубопровод содержит множество витков, расположенных вдоль оси, при этом каждый следующий виток имеет больший основной диаметр, чем предыдущий виток, таким образом, скорость потока в трубопроводе уменьшается вдоль оси.
В некоторых вариантах осуществления многовитковой системы могут быть использованы две группы витков или спиралей, расположенных вдоль траектории движения потока. Первая группа витков предназначена для отделения одного компонента, в частности, газа, как описано выше. Вторая группа витков предназначена для отделения какого-либо газа, который остается в потоке. В некоторых вариантах осуществления перед вводом потока во вторую группу витков поток может быть перемешан, чтобы затем усилить изменение режима потока, как описано выше.
Кроме того, направляющая поверхность для текучей среды может быть предусмотрена на внутренней стенке трубопровода формирования потока у выходного отверстия, чтобы способствовать направленному перемещению газа в газовый сепаратор обычного типа.
При этом возврат жидкости из обычного газожидкостного сепаратора может быть осуществлен в непосредственной близости по направлению потока за выходным отверстием на внутренней стенке трубопровода формирования потока. Непосредственная близость точки возврата жидкости и выходного отверстия позволяет использовать трубку Вентури, форсунку или другое сужающее устройство, расположенное рядом с точкой возврата жидкости в трубопровод формирования потока, за выходным отверстием по направлению потока. Трубка Вентури, форсунка или другое сужающее устройство повышает скорость жидкости в трубопроводе формирования потока, поскольку она протекает через выходное отверстие. Это ускорение жидкости помогает выводить жидкость из обычного газожидкостного сепаратора. Кроме того, ускорение жидкости в трубопроводе формирования потока помогает предотвратить попадание в выходное отверстие твердых частиц, которые могут присутствовать в газожидкостном потоке, и позволяет уменьшить количество жидкости, которое поступает в выходное отверстие и, следовательно, входит в сепаратор обычного типа.
В некоторых вариантах осуществления вдоль движения потока перед изменением режима потока может быть расположен нагреватель, чтобы вызвать изменение фазы по меньшей мере части текучей среды в потоке. Так, например, определенные жидкие углеводороды, присутствующие в потоке, при нагревании могут быть переведены в газообразную фазу с целью улучшения сепарации углеводорода из потока, как описано выше. Такой нагреватель может быть использован с криволинейным трубопроводом, содержащим один или множество витков.
Аналогично этому в некоторых вариантах осуществления криволинейный трубопровод, содержащий один или множество витков, может быть использован в сочетании с сепаратором для разделения жидких фаз. Сепаратор для разделения жидких фаз, предпочтительно, устанавливается за выходным отверстием по направлению потока и служит для отделения друг от друга жидкостей с различной плотностью. В некоторых вариантах осуществления сепаратор для разделения жидких фаз может быть регулируемым и может использоваться в сочетании с датчиком. Датчик устанавливается на пути потока за выходным отверстием для газа в направлении движения потока и используется для определения процентного содержания или «фракции» различных жидкостей, оставшихся в потоке. Фазовый сепаратор может быть настроен в соответствии с определенной фракцией. Фазовый сепаратор может содержать, например, регулируемую перегораживающую пластину, регулируемое крыло, регулируемый клапан или аналогичное регулируемое устройство. В одном варианте осуществления фазовый сепаратор может содержать регулируемый клапан в виде шара, установленного с возможностью поворота, с двумя сквозными перепускными каналами. Поворот шара устанавливает положения перепускных каналов относительно жидкостного потока, открывая в большей или меньшей степени определенный канал для прохождения потока. При этом могут быть использованы также другие типы регулируемых клапанов.
В еще одном варианте осуществления изобретения, особенно пригодном для потоков с высоким содержанием газа, т.е., для потоков «влажного газа», перепускной канал выполнен вдоль по меньшей мере части стенки внутреннего диаметра криволинейного трубопровода согласно настоящему описанию. Жидкость, содержащаяся во влажном газе, собирается в перепускном канале и может быть отведена из исходного потока.
В еще одном варианте осуществления изобретения газожидкостный сепаратор содержит управляющий газовый клапан с изменяемой позицией, который поддерживает регулирование уровня в резервуаре и устанавливает постоянное давление потока во всей системе.
Таким образом, изобретение позволяет производить эффективную сепарацию многофазной текучей среды при помощи более миниатюрного сепаратора обычного типа, чем это было возможно ранее. Изобретение осуществляет это без применения дополнительных сложных механических устройств и поэтому функционирует эффективно и надежно.
Краткое описание чертежей
Более полное понимание настоящего изобретения и его достоинств можно получить из приведенного ниже описания со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых показаны:
фиг. 1А-1Е - вид в поперечном разрезе двухфазного газожидкостного потока в различных режимах,
фиг. 2 - вид в поперечном разрезе варианта осуществления устройства для сепарации с модификацией режима потока при помощи витка/спирали и с разделителем жидких фаз,
фиг. 3 - вид в поперечном сечении варианта осуществления устройства для сепарации с множеством витков/спиралей с уменьшающимся диаметром поперечного сечения для модификации режима потока,
фиг. 4 - вид в вертикальном разрезе варианта осуществления устройства для сепарации с множеством витков/спиралей для модификации режима потока с последовательно уменьшающимися диаметрами и сепаратором для разделения жидких фаз,
фиг. 5 - вид в вертикальном разрезе варианта осуществления устройства для сепарации с множеством витков/спиралей для модификации режима потока, имеющий, по существу, одинаковые диаметры, и сепаратором для разделения жидких фаз,
фиг. 6а - вид в вертикальном разрезе варианта осуществления устройства для сепарации с двумя группами витков/спиралей для модификации режима потока с фиг. 4,
фиг. 6b - вид в вертикальном разрезе варианта осуществления устройства для сепарации с двумя группами витков/спиралей для модификации режима потока с фиг. 5,
фиг. 7 - вид в вертикальном разрезе устройства для сепарации многофазного потока, использующего две группы витков/спиралей с фиг. 4, расположенных последовательно,
фиг. 8 - вид в поперечном разрезе витка/спирали для модификации режима потока для обработки влажного газа,
фиг. 9 - вид в поперечном разрезе другого варианта осуществления разделителя жидких фаз с регулируемым клапаном,
фиг. 10 - вид в поперечном разрезе клапана, регулирующего расход газа, в газосепарационном резервуаре.
фиг. 11 - вид в вертикальном разрезе другого варианта осуществления устройства для сепарации, используемого при проведении бурильных работ для добычи нефти и газа.
фиг. 12 - вид в вертикальном разрезе другого варианта осуществления устройства для сепарации, используемого на операциях заправки топливом.
Подробное раскрытие изобретения
Во всем подробном описании изобретения одинаковые ссылочные номера используются для обозначения одинаковых элементов. Различные компоненты оборудования, в частности, трубы, клапаны, насосы, крепежные элементы, фитинги и т.п., могут быть опущены для упрощения описания. Однако для специалистов в данной области техники очевидно, что такие распространенные компоненты оборудования могут быть использованы по мере необходимости.
На фиг. 2 показан вид в поперечном разрезе варианта осуществления устройства 10 для сепарации. В иллюстративном примере варианта осуществления устройство 10 для сепарации сообщается по текучей среде с главным трубопроводом 15, по которому проходит многофазный поток 12. Многофазный поток 12 может представлять собой многофазный поток с любым типом режима потока или структуры потока, например, пузырьковый поток, снарядный или пробочный поток, а также эмульсионный, кольцевой или клочковато-кольцевой режим потока. Кроме того, многофазный поток может содержать два компонента в одной фазе, в частности, воду и нефть в жидкой фазе. Многофазный поток 12 в главном трубопроводе 15 направляется по криволинейной траектории 16 движения потока в трубопроводе 17 формирования потока. В некоторых вариантах осуществления, в частности, как показано на фиг. 2, криволинейная траектория 16 движения потока имеет форму витка круговой формы, хотя криволинейная траектория движения потока может иметь и другие криволинейные формы. В любом случае криволинейная траектория 16 движения потока в трубопроводе 17 формирования потока создает распределение с повышенным содержанием первой фазы 22, в частности, газа, вдоль внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока. Распределение с повышенным содержанием этой первой фазы 22 вдоль внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока частично приводит к тому, что относительно более тяжелая и плотная вторая фаза 18, в частности, жидкость, потока 12 под влиянием центробежной силы, действующей на криволинейной траектории 16 движения потока, перемещается к наружной стенке 20 трубопровода 17 формирования потока, в то время как более легкая первая фаза 22 вытесняется к внутренней стенке 24. Трубопровод 17 формирования потока может быть расположен в любой ориентации, в том числе, по существу, в вертикальный плоскости или в горизонтальной плоскости. В вариантах осуществления с вертикальной или частично вертикальной ориентацией трубопровода 17 формирования потока гравитационный эффект также может способствовать увеличению содержания первой фазы 22 около внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока.
Поскольку многофазный поток 12 проходит по криволинейной траектории 16 трубопровода 17 формирования потока, эта траектория движения многофазного потока 12 создает высокую концентрацию газа 22 вдоль внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока. В варианте осуществления, показанном на фиг. 2, на участке 26, который расположен под углом примерно 315 градусов в трубопроводе 17 формирования потока (или 45 градусов от вертикали), сепарация газа 22 от жидкости 18 достигает такой степени, что газ 22, в основном, занимает пространство, прилегающее к внутренней стенке 24 трубопровода 17 формирования потока. Как видно на фиг. 3, которая представляет собой поперечное сечение трубопровода 17 формирования потока и многофазного потока 12 на участке 26 по оси 3-3, газ 22 занимает, главным образом, область около внутренней стенки 24 круговой траектории 16 движения потока в трубопроводе 17 формирования потока, в то время как жидкость 18 перемещается, в основном, вдоль наружной стенки 20.
Если газожидкостный поток 12 образует относительно большое расслоение или по меньшей мере содержание или объем газа вблизи внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока увеличится на участке 26, газ 22 может быть эффективно удален из газожидкостного потока 12 через выходное отверстие 28, расположенное на внутренней стенке 24 трубопровода 17 формирования потока, предпочтительно - вдоль криволинейной части трубопровода 17 формирования потока. При этом, хотя выходное отверстие 28 может быть расположено в любой части траектории 16 движения потока, предпочтительно выбирать для него точку, в которой происходит основная сепарация газа от жидкости. Так, в одном предпочтительном варианте осуществления выходное отверстие 28 расположено за участком 26 по направлению движения потока. Установлено, что в зоне участка 26, который расположен под углом примерно 45 градусов от вертикальной оси 74 или, иначе, под углом примерно 315 градусов по круговой траектории движения потока, концентрация, сепарация или отслоение газа 22 от жидкости 18 находится на таком уровне, что газ 22 занимает больший объем пространства, прилегающего к внутренней стенке 24 главного трубопровода 15, чем жидкость 18. В других вариантах осуществления выходное отверстие 28 может быть расположено под углом, как правило, составляющим от 45 градусов относительно вертикали до нуля градусов с вертикалью. Участок 26 показан расположенным под углом примерно 315 градусов в трубопроводе 17 формирования потока и определен как точка, в которой значительный объем газа отводится к внутренней стенке 24, однако, указанный участок 26 используется только в иллюстративных целях. При этом в конструкциях с множеством витков, образованных трубопроводом 17 формирования потока, выходное отверстие 28 может быть расположено на внутренней стенке любого витка, в том числе первого витка, последнего витка или какого-либо промежуточного витка.
В иллюстративном примере варианта осуществления в выходном отверстии 28 предусмотрена направляющая поверхность 30 для текучей среды. В некоторых вариантах осуществления направляющая поверхность 30а для текучей среды может быть расположена на внутреннем диаметре 32 внутренней стенки 24 трубопровода 17 формирования потока перед выходным отверстием 28 по направлению движения потока. Направляющая поверхность 30 для текучей среды имеет задний по ходу конец 36, который огибает угол 37, образованный в месте соединения выходного отверстия 28 и трубопровода 17 формирования потока. Газ 22 проходит по контуру направляющей поверхности 30а для текучей среды и вдоль криволинейного конца 36 входит в выходное отверстие 28. В другом варианте осуществления направляющая поверхность 30b для текучей среды может содержать перегораживающую пластину, крыло или аналогичное устройство для сепарации, предназначенное для направления газа 22 в выходное отверстие 28. Направляющая поверхность 30b для текучей среды служит для направления газа 22 в выходное отверстие 28. В некоторых вариантах осуществления направляющая поверхность 30b для текучей среды установлена с возможностью регулирования ее положения таким образом, чтобы удалять фракцию первой фазы из потока 12. Датчик 34 может быть установлен для работы в сочетании с регулируемой направляющей поверхностью 30b для текучей среды и управления этой поверхностью на основании результатов измерения определенного параметра потока 12, в частности, содержания соответствующей фракции. Хотя датчик 34 может быть расположен в любом месте главного трубопровода 15 или трубопровода 17 формирования потока, установлено, что датчик 34 должен быть предпочтительно удален на значительное расстояние от выходного отверстия 28, чтобы обеспечить возможность регулирования положения регулируемой направляющей поверхности 30b для текучей среды после того, как будет определено содержание соответствующей фракции потока 12. Аналогично этому в некоторых вариантах осуществления датчик 34 расположен в той точке трубопровода 17 формирования потока, где происходит значительная сепарация фазы, в частности, на участке 26, что повышает точность измерений датчика 34.
Некоторое количество жидкости 18' из газожидкостного потока 12 также уносится в выходное отверстие 28, образуя при этом новый газожидкостный поток 40, который имеет гораздо более низкое содержание жидкости 18', чем содержание жидкости 18 в газожидкостном потоке 12. Этот новый газожидкостный поток 40 направляется из выходного отверстия 28 в газожидкостный сепаратор 38 обычного типа, как показано на фиг. 2, для дальнейшей сепарации газа и жидкости. Выходное отверстие 28 соединяется с газожидкостным сепаратором обычного типа при помощи входного трубопровода 33. Газожидкостный сепаратор 38 содержит газовый выход 39 для удаления газа 22, отделенного от потока 12. Газожидкостный сепаратор 38 содержит также жидкостный выход 41. В некоторых вариантах осуществления жидкостный выход 41 может сообщаться по текучей среде по трубопроводу 44 с трубопроводом 17 формирования потока или со следующим трубопроводом 43, расположенным на конце трубопровода 17 формирования потока. Для специалистов в данной области техники очевидно, что устройство 10 для сепарации, показанное как объединенное с газожидкостным сепаратором 38, может представлять собой совершенно отдельную конструкцию.
В иллюстративном примере варианта осуществления отверстие 42 для входа жидкости расположено в непосредственной близости за выходным отверстием 28 с трубкой Вентури или аналогичным сужающим устройством 46, установленным между ними на пути потока жидкости 18. Сужающее устройство 46 ускоряет скорость жидкости 18, когда она проходит через отверстие 42 для входа жидкости. Это ускорение жидкости 18 снижает давление жидкости 18, проходящей по основной траектории движения потока, делая его меньшим, чем давление жидкости 18' в трубопроводе 44, что обеспечивает вывод жидкости 18' из газожидкостного сепаратора 38 обычного типа. Кроме того ускорение жидкости 18 способствует отделению газа от жидкости в трубопроводе 17 формирования потока, минимизирует вероятность входа твердых частиц, присутствующих в газожидкостном потоке 12, в выходное отверстие 28, а также минимизирует количество жидкости 18, которое входит в выходное отверстие 28.
В некоторых предпочтительных вариантах осуществления трубка 46 Вентури является регулируемой, что позволяет регулировать скорость потока, проходящего через нее, и следовательно, падение давления в трубке 46 Вентури, чтобы регулировать количество жидкости 18', отводимой из газожидкостного сепаратора 38 обычного типа. Это, в свою очередь, позволяет управлять давлением газа в газожидкостном сепараторе 38, а также получать в нем пропорциональные количества жидкости и газа. Это является особенно желательным, если содержание газа в потоке значительно превышает содержание жидкости, чтобы исключить обход газа, который может проходить мимо точки 28 отбора.
Как указано выше, эффективная первая ступень сепарации газа 22 от жидкости 18 значительно уменьшает количество жидкости 18, поступающей в газожидкостный сепаратор 38 обычного типа. Эта позволяет применять газожидкостные сепараторы обычного типа, имеющие гораздо меньший размер, чем это было возможным ранее для данной скорости потока и/или объемного расхода.
Круговая траектория 16 движения потока показана расположенной в вертикальный плоскости, однако, в другом варианте осуществления эта круговая траектория 16 движения потока может быть расположена в горизонтальной плоскости (см. фиг. 12) или в плоскости, имеющей наклон между горизонталью и вертикалью.
В некоторых вариантах осуществления, что также показано на фиг. 2, разделитель 50 фаз сообщается по текучей среде с трубопроводом 17 формирования потока, чтобы принимать проходящую по нему жидкость 18. Разделитель 50 фаз может иметь прямое сообщение по текучей среде с трубопроводом 17 формирования потока или может быть соединен с трубопроводом 43, расположенным между разделителем 50 фаз и трубопроводом 17 формирования потока. При этом трубопровод 43 может быть использован для разделения множества жидких компонентов, присутствующих в жидкости 18, путем стабилизации потока текучей среды. Так, например, трубопровод 43 может быть расположен горизонтально, чтобы отделять жидкости 18а с первой плотностью, в частности, нефть, от жидкости 18b со второй плотностью, в частности, воды, при помощи гравитационного эффекта, действующего на них. Альтернативно этому для разделения жидких компонентов 18а, 18b могут быть использованы дополнительные витки в трубопроводе 17 формирования потока.
Разделитель 50 фаз содержит корпус, имеющий жидкостный вход 52 для приема жидкости 18, а также первый жидкостный выход 54 и а второй жидкостный выход 56. Перегораживающая пластина, крыло или аналогичное разделяющее средство 58 расположено в разделителе 50 фаз, чтобы направлять часть жидкости 18 к первому выходу 54 и пропускать часть жидкости 18 ко второму выходу 56. При этом перегораживающая пластина 58 может быть расположена, например, таким образом, чтобы направлять основную часть жидкого компонента 18b к первому выходу 54, пропуская жидкий компонент 18а через перегораживающую пластину 58 ко второму выходу 56. Таким образом, устройство 10 для сепарации может быть использовано не только для отделения газа от жидкости, но также для отделения одной жидкости от другой в тех случаях, когда поток 12 содержит газ и несколько жидкостей.
В некоторых вариантах осуществления разделяющее средство 58 может быть выполнено регулируемым, чтобы иметь возможность настраивать позицию разделяющего средства 58, и следовательно, выбирать жидкую фракцию, удаляемую из жидкости 18. Неограничительные примеры регулируемого разделяющего средства 58 включают регулируемый клапан, регулируемую перегораживающую пластину или регулируемое крыло. Датчик 60 может быть предусмотрен для работы в сочетании с регулируемым разделяющим средством 58 и для управления им на основании результатов измерения соответствующего параметра жидкости 18, в частности, определенной фракции. Датчик 60 может быть расположен в любом месте главного трубопровода 15, трубопровода 17 формирования потока или трубопровода 43, однако, установлено, что датчик 60 должен быть предпочтительно удален на значительное расстояние от разделяющего средства 58, чтобы иметь возможность регулировать позицию разделяющего средства 58 после определения параметра потока 12. Аналогично этому в некоторых вариантах осуществления датчик 60 расположен в той точке трубопровода 17 формирования потока или трубопровода 43, где происходит основное отделение жидкости, что повышает точность измерений датчика 60. В некоторых вариантах осуществления датчик 34 и датчик 60 могут представлять собой единый датчик, используемый для выполнения нескольких функций, в частности, для идентификации в потоке 12 фракций газа, первой жидкости и второй жидкости.
1
i
1
i
На фиг. 4 показаны другой вариант осуществления изобретения. В некоторых вариантах осуществления криволинейная траектория 16 движения потока выполнена, по существу, в виде множества витков L…L каждый из которых имеет определенный диаметр D…D, и которые совместно образуют трубопровод 17 формирования потока. Витки L расположены вдоль оси 62. В некоторых вариантах осуществления диаметр D витков L может оставаться, по существу, постоянным вдоль оси 62, в то время как в других вариантах осуществления диаметр витков может увеличиваться или уменьшаться, неупорядоченно или последовательно. В показанном варианте осуществления диаметр D витков постепенно уменьшается по длине трубопровода 17 формирования потока от первого конца 64 ко второму концу 66 трубопровода 17 формирования потока.
Для получения повышенной концентрации газа 22 на внутренней стенке 24 трубопровода 17 формирования потока может быть предусмотрено множество витков L. Кроме того, множество витков L увеличивает время пребывания потока 12 или жидкости 18 в трубопроводе 17 формирования потока. Увеличение времени пребывания потока 12 или жидкости 18 в системе 10 может быть предпочтительным, например, для проведения измерений параметров потока или жидкости датчиками, в частности, датчиками 34, 60, описанными выше, и для выполнения настройки регулируемых устройств 30b, 58 на основании полученных результатов измерений до того, как поток 12 или жидкость 18 достигнут регулируемого устройства. Так, например, разделитель 50 фаз может быть настроен на разделение жидкости 18 на несколько фаз, или крыло 30b может быть настроена на отделение газа 22 от потока 12.
Аналогично этому может потребоваться изменение скорости движения потока 12 или жидкости 18 через систему 10. Это осуществляется при помощи увеличения или уменьшения диаметра D витков L для обеспечения конкретной скорости потока для конкретного случая применения системы 10. В одном варианте осуществления, например, диаметр D витков L уменьшается, что приводит к увеличению скорости потока 12 при движении от первого конца 64 ко второму концу 66, что, в свою очередь, вызывает увеличение центробежной силы и повышение концентрации газа 22 на внутренней стенке 24 трубопровода 17 формирования потока.
Датчики 34 и 60 могут быть расположены в любом месте траектории движения потока в системе 10. Аналогично этому выход 28 на внутренней стенке 24 может быть расположен в любом месте на трубопроводе 17 формирования потока, при этом его позиция выбирается, исходя из компонентов, присутствующих в потоке 12. Таким образом, выход 28 может быть расположен в первом витке L1 или в одном из следующих витков L, как показано на чертеже. Аналогично этому входное отверстие 42 для жидкости может сообщаться по текучей среде с любой точкой трубопровода 17 формирования потока или трубопровода 43, чтобы возвращать жидкость 18' из сепаратора 38 в основной поток жидкости 18.
На фиг. 4 показан также дополнительный разделитель 50 фаз, используемый в сочетании с трубопроводом 17 формирования потока. Кроме того, на фиг. 4 показан дополнительный нагреватель 68, используемый в сочетании с трубопроводом 17 формирования потока. Нагреватель 68 является особенно полезным, если поток 12 содержит определенные жидкие компоненты, которые требуется удалить в газообразном виде при помощи системы 10. Так, например, некоторые жидкие углеводороды, в частности, метан или газы, которые могут переходить из жидкого в газообразное состояние при различных температурах воспламенения или кипения, могут присутствовать в потоке 12, извлекаемом из ствола скважины (см. фиг. 11). Чтобы не извлекать эти углеводороды в жидкой форме, может быть предпочтительным нагревать поток 12 при помощи нагревателя 68 до температуры, при которой углеводороды превращаются в газ 22, после чего углеводородный газ 22 может быть удален через отверстие 28 и сепаратор 38.
На фиг. 5 показана система 10 с фиг. 4, однако, в этом случае все витки имеют примерно одинаковый размер диаметра D. В варианте осуществления, показанном на фиг. 5, время пребывания может поддерживаться, пока регулируемое устройство 58 в разделителе 50 фаз настраивается на основании результатов измерения одного из датчиков 34, 60.
На фиг. 6а показана многовитковая система 10 с фиг. 4, однако, содержащая две группы витков. В данном случае показаны первый трубопровод 17а формирования потока и второй трубопровод 17b формирования потока. Каждый трубопровод 17а, 17b формирования потока содержит множество витков L, которые могут иметь, по существу, одинаковый диаметр D или постепенно увеличивающиеся или уменьшающиеся диаметры D. Поток может разделяться и обрабатываться параллельно, при этом отдельные части потока обрабатываются одновременно, как описано выше, после чего жидкость из каждой группы витков может объединяться и направляться к выходу 72. Несколько групп витков, установленных параллельно, являются особенно полезными в случае потоков большого объема.
Система 10 на фиг. 6b аналогична системе на фиг. 6а, однако, витки L имеют, по существу, одинаковый диаметр D. Система с фиг. 6b может быть также использована в сочетании с нагревателем 68, датчиками фракций и регулируемым разделяющим средством 30b в соответствии с данным описанием.
На фиг. 7 показана система 10, которая содержит две группы витков, расположенных последовательно. В этом случае показаны первый трубопровод 17с формирования потока и второй трубопровод 17d формирования потока. Каждый трубопровод 17с, 17d формирования потока содержит множество витков L, которые могут иметь, по существу, одинаковый диаметр D или постепенно увеличивающиеся или уменьшающиеся диаметры. В показанном варианте осуществления витки L каждой группы имеют диаметр, постепенно уменьшающийся вдоль криволинейной траектории 16 движения потока. Нагреватель 68 может быть предусмотрен для превращения части потока 12 в газообразную фазу. Выходное отверстие 28 в трубопровод 33, подводящий к сепаратору 38, расположено в той точке трубопровода 17с формирования потока, где ожидается значительная сепарация фазы после прохождения по меньшей мере части криволинейной траектории 16 движения потока. Датчик 34 предусмотрен для измерения соответствующего параметра потока 12. Датчик 34 удален на достаточное расстояние от трубопровода 17с формирования потока, чтобы обеспечить определенное время пребывания в витках потока 12 перед его подходом к выходному отверстию 28, расположенному на внутренней стенке 24, что позволяет произвести соответствующую настройку регулируемого разделяющего средства, в частности, 30b, показанного на фиг. 2. Первый трубопровод 17с формирования потока предназначен для удаления большой части газа 22, содержащегося в потоке 12 текучей среды. Далее жидкость 18 проходит по трубопроводу 43 и поступает во второй трубопровод 17d формирования потока для удаления остаточного газа, который может содержаться в потоке, выходящем из первого трубопровода 17с формирования потока. При этом датчик 34 также может быть использован в сочетании с регулируемым разделяющим средством, расположенным около выходного отверстия 28 второго трубопровода 17d формирования потока.
В конфигурации системы 10, показанной на фиг. 7, трубопровод 17d формирования потока функционирует, как описано применительно к фиг. 2, пропуская жидкость, содержащую, по существу, первый и второй жидкие компоненты 18а, 18b, в разделитель 50 фаз. В трубопроводе 17d формирования потока может быть предусмотрен датчик 60 для управления регулируемым устройством 58, расположенным в разделителе 50 фаз.
Несколько групп витков являются особенно полезными в случае потоков большого объема. Поток может разделяться и обрабатываться параллельно, при этом отдельные части потока обрабатываются одновременно, как описано выше, после чего жидкость из каждой группы витков может объединяться и направляться к выходу 72.
На фиг. 8 показан другой вариант осуществления трубопровода 17 формирования потока. В этом варианте осуществления трубопровод 17 формирования потока показан в поперечном разрезе и содержит канал 74, проходящий вдоль внутренней стенки 24 по меньшей мере части криволинейной траектории 16 движения потока. Канал 74 может быть использован в любой конфигурации трубопровода 17 формирования потока, имеющей криволинейную часть, в том числе в трубопроводах формирования потока, содержащих, как один, так и множество витков. Установлено, что такие системы 10, содержащие канал 74, являются особенно эффективными для многофазных потоков с высоким отношением содержания газа к жидкости. Иными словами, поток 12 состоит главным образом из газа 22 с относительно низким содержанием жидкости 18, суспендированной в нем. Когда поток 12 проходит по криволинейному трубопроводу 17 формирования потока, жидкость 18 захватывается каналом 74 и может быть выпущена через выходное отверстие 28, расположенное в канале 74. Затем отделенная жидкость может быть введена во второй криволинейный трубопровод 17 формирования потока, не содержащий канал, чтобы произвести сепарацию газа от жидкости, как описано для предыдущих вариантов осуществления и показано на чертежах.
На фиг. 9 показан вариант осуществления регулируемого разделяющего средства 58, предназначенный для применения в разделителе 50 фаз. Регулируемое разделяющее средство 58 представляет собой шаровой клапан 76, содержащий шар 78, который установлен с возможностью поворота в шаровом седле 80, расположенном в корпусе 82 разделителя фаз. Шар 78 имеет первый перепускной канал 84 с входом 86 и выходом 88, а также второй перепускной канал 90 с входом 92 и выходом 94. Перепускные каналы 84 и 90 выполнены в шаре 78 таким образом, что входы 86, 92 расположены вблизи друг друга, в то время как выходы 88, 94 удалены друг от друга. В одном варианте осуществления, перепускные каналы 84, 90 сходятся на входах 86, 92, при этом часть шара 78, содержащая перепускные каналы 84, 90, образует кромку 96. Как указано выше, разделитель 50 фаз имеет жидкостный вход 52, первый выход 54 и второй выход 56. Шаровой клапан 76 расположен в седле 80, при этом входы 86, 92 находятся рядом с входом 52 текучей среды, первый шаровый выход 88 сообщается по текучей среде с первым выходом 54, в то время как второй шаровый выход 94 сообщается по текучей среде с выходом 56. В предпочтительном варианте осуществления кромка 96 примыкает к входу 52. При этом поворот шара 78 регулирует позицию кромки 96 в потоке жидкости 18, поскольку поток жидкости 18 проходит через кромку 96. Таким образом, клапан 76 можно регулировать, чтобы изменять фракцию потока жидкости 18, при этом одна часть 18а жидкости проходит через первый перепускной канал 84, а другая часть 18b жидкости проходит через второй перепускной канал 90. Для специалистов в данной области техники очевидно, что перепускные каналы 84, 90 и их соответствующие входы 86, 92 могут иметь такие размеры, которые позволяют клапану 76 отводить всю жидкость 18, поступающую через вход 52, в первый или во второй перепускной канал 84, 90, как описано выше.
На фиг. 10 показана изменяемая позиция клапана 98, регулирующего расход газа и установленного со стороны выхода 39 газа двухфазного сепаратора 38. Жидкостный выход 41 является нерегулируемым и позволяет выполнять слив. Если газ может выходить, уровень в сепараторе увеличивается, и, напротив, если выход газа закрыт, уровень уменьшается. Поступающий поток 40 регулируется и поддерживается на определенном уровне в сепараторе 38, чтобы стабилизировать давление в нем и, таким образом, поддерживать полный отвод потока жидкости без пиков или флуктуаций скорости потока.
Как указано выше одной из областей применения изобретения является защита от «фонтанирования», в частности, в подводных условиях, при помощи откачивания газообразных углеводородов на дне моря перед тем, как газ сможет подняться в буровую установку. На фиг. 11 в иллюстративном примере варианта осуществления показан подводный противовыбросовый превентор 150 обычного типа, расположенный на дне 152 моря. Морской стояк 154 отходит от противовыбросового превентора 150 и содержит внутри буровую трубу 156. Согласно одному варианту осуществления устройство 110 для сепарации устанавливается на буровой трубе 156, предпочтительно - вблизи противовыбросового превентора 150. При проведении обычных буровых работ буровой раствор 158 накачивается в буровую трубу 156 из буровой установки 157 и возвращается в буровую установку 157 по кольцевому пространству 160, образованному между буровой трубой 156 и стояком 154. В случае обнаружения «фонтанирования», в частности, датчиками определения фракции или иными аналогичными датчиками, описанными выше, входная затрубная задвижка 162 активируется и отводит возвратный буровой раствор 158 из кольцевого пространства 160 в трубопровод 117 формирования потока. Трубопровод формирования потока может содержать одну или более групп витков. В случае одной группы витков трубопровод формирования потока предпочтительно устанавливается таким образом, чтобы последовательные витки L трубопровода 117 имели уменьшающийся диаметр. В случае нескольких групп витков трубопроводы 117 формирования потока могут быть расположены параллельно. Затем природный газ, поступающий в буровой раствор 158 в результате «фонтанирования», отделяется от бурового раствора 158 при помощи устройства 110 для сепарации, как описано выше. В частности, газ выходит из трубопровода 117 формирования потока в сепаратор 138. После этого природный газ выходит из газожидкостного сепаратора 138 через газовый выход 139 и может подниматься по стояку 166 в буровую установку, где с ним можно безопасно обращаться, например, направить его в факельную стрелу буровой установки 157 или подвергнуть сжатию и перераспределить (также не показано).
После отделения природного газа от извлеченного бурового раствора 158 при помощи устройства 110 для сепарации буровой раствор 158 снова вводится в кольцевое пространство 160 через выходную затрубную задвижку 168. По сравнению с обычной процедурой прекращения фонтанирования применение указанного варианта осуществления настоящего изобретения позволяет использовать полный поток или циркуляцию бурового раствора без необходимости заглушения потока или применения аварийных клапанов противовыбросового превентора.
В другом варианте осуществления входные затрубные задвижки 162 или выходные затрубные задвижки 168 могут быть исключены, обведены или могут функционировать таким образом, чтобы поднимающийся вверх буровой раствор 158 непрерывно проходил через устройство 110 для сепарации. По сравнению с обычной процедурой, применяемой на буровой установке, когда фонтанирование перекрывает поток бурового раствора, и только часть потока может быть направлена в сепаратор газа и бурового раствора, расположенный на буровой установке, вариант осуществления настоящего изобретения позволяет перерабатывать весь поток бурового раствора в устройстве 110 для сепарации, при этом сепарация безопасно осуществляется вблизи дна моря.
В одном варианте осуществления трубопровод 117 формирования потока может содержать множество витков с уменьшающимся диаметром, как описано выше и показано на фиг. 11. В других вариантах осуществления трубопровод 117 формирования потока может содержать один виток или множество витков, имеющих, по существу, одинаковый диаметр, но использоваться в сочетании с нагревателем 68 для превращения некоторых углеводородов в газ и/или датчик 34 может использоваться в сочетании с регулируемым устройством 30b для разделения фракций (см. фиг. 2), в частности, с крылом, перегораживающей пластиной или клапаном.
В другом варианте осуществления, показанном на фиг. 11, устройство 210 для сепарации, содержащее трубопровод 211 формирования потока, используется в сочетании с системой бурения и извлечения сжиженных нефтепродуктов и устанавливается вблизи поверхности 212 земли или воды. Поток текучей среды (в частности, поток 12 текучей среды на фиг. 2) из ствола 216 скважины направляется в трубопровод 211 формирования потока, расположенный рядом с буровой установкой 157. При выполнении обычных бурильных операций буровой раствор 158 накачивается в буровую трубу 156 из буровой установки 157 и возвращается в буровую установку 157 по кольцевому пространству 160, образованному между буровой трубой 156 и а трубой 154, в частности, стояком в случае бурения в морских условиях, или обсадной трубой в случае наземного бурения. Буровой раствор 158, извлекаемый из кольцевого пространства 160, направляется в трубопровод 211 формирования потока. Буровой шлам и буровая мелочь предпочтительно удаляются из потока 214 при помощи различных систем 215, известных в промышленности, перед вводом в трубопровод 211 формирования потока. Затем природный газ, вошедший в буровой раствор 158, отделяется от бурового раствора 158 при помощи устройства 210 для сепарации как описано выше. При этом газ выходит из трубопровода 211 формирования потока в сепаратор 238. Из газожидкостного сепаратора 238 природный газ 164 выходит через газовый выход 239.
В одном варианте осуществления, трубопровод 211 формирования потока может содержать множество витков с уменьшающимся диаметром, как описано выше и показано на фиг. 4. В других вариантах осуществления трубопровод 211 формирования потока может содержать один виток или множество витков, имеющих, по существу, одинаковый диаметр, однако, использоваться в сочетании с нагревателем 68 для превращения некоторых углеводородов в газ и/или датчик 34 может использоваться в сочетании с регулируемым устройством для разделения фракций, в частности, с крылом, перегораживающей пластиной или клапаном. Кроме того, устройство 210 для сепарации может содержать разделитель фаз 220, сообщающийся по текучей среде с трубопроводом 211 и предназначенный для разделения жидких компонентов, как описано выше.
В следующем варианте осуществления, показанном на фиг. 12, устройство для сепарации многофазного потока 310 может быть использовано на операциях бункеровки для заправки судов топливом. Бункерным топливом обычно называют любой тип нефтяного топлива, используемого на борту судна. Бункерное топливо доставляется на торговые суда бункерными баржами, в которых бункерное топливо часто содержится в больших танках 312. Процесс доставки бункерного топлива обычно называют «бункеровкой», а бункерные баржи также могут быть известны как нефтеналивные баржи-заправщики. Бункерное топливо обычно перекачивается из танков 312 барж в танки 314 торговых судов. Иногда бункерное топливо может перегружаться между бункерными баржами. В любом случае при перекачивании топлива во время выполнения операций бункеровки, в частности, при опорожнении резервуаров, содержащих топливо, существует тенденция всасывания большого количества воздуха, который перекачивается вместе с топливом, что приводит к усложнению процесса перекачивания и ухудшению точности измерений количества топлива. Поэтому в некоторых вариантах осуществления система 310 устанавливается в трубопроводе между первым резервуаром 312 для хранения топлива и резервуаром, в который перекачивается топливо, а именно, вторым резервуаром 314 для хранения топлива. Система 310 может иметь множество различных конфигураций, как указано в настоящем описании, однако, в некоторых предпочтительных вариантах осуществления система 310 образует криволинейную траекторию 316 движения потока в трубопроводе формирования потока 317, как показано на фиг. 12. Трубопровод формирования потока 317 содержит множество последовательных витков L, имеющих, по существу, одинаковый диаметр, при этом каждый виток L расположен, по существу, горизонтально, образуя, таким образом, «пакет» витков L. Установлено, что в случае витков L, расположенных, по существу, в горизонтальной плоскости, диаметры витков, т.е., размеры спиралей, не требуют последовательного уменьшения от первого конца 364 трубопровода формирования потока 317 ко второму концу 366, что является предпочтительным при вертикальной ориентации витков. Таким образом, топливо удаляется из первого резервуара 312, проходит через систему 310, а затем направляется во второй резервуар 314. Топливо, входящее в первый конец 364 трубопровода формирования потока 317, может иметь большое содержание воздуха, захваченного жидким топливом. Жидкое топливо, выходящее из второго конца 366 трубопровода формирования потока 317, является, по существу, очищенным от захваченного воздуха.
Показаны и раскрыты иллюстративные варианты осуществления изобретения, однако, в предыдущее описание может быть внесено множество модификаций, изменений и замен. В некоторых случаях отдельные характеристики настоящего изобретения могут быть использованы без соответствующего применения других характеристик. Соответственно, прилагаемую формулу изобретения следует понимать в широком смысле сообразно с объемом изобретения.