Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины

Устройство и способ для подводной обработки флюида из скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее устройство относится к подводной обработке флюида, добываемого из скважины.

Уровень техники

При эксплуатации скважин, например, в нефтегазодобывающей отрасли может возникать необходимость в сжатии флюида из скважины, чтобы обеспечить достаточные уровни добычи флюида. Когда скважины расположены под водой на больших расстояниях от других объектов, желательно подвергать сжатию продукцию скважины, чтобы способствовать транспортировке добываемых в скважине флюидов к объекту, морскому или береговому, расположенному ниже по потоку, например на поверхности.

С этой целью было предложено устанавливать подводные компрессоры вблизи от устья скважины для сжатия флюида из скважины, в частности, газовой фазы.

Флюид из скважины может быть многофазным, содержащим газовую и жидкую фазы. Количество жидкости и газа, а также характер потока могут изменяться во времени.

Ранее предложенные системы могут включать в себя частичную обработку скважинного флюида выше по потоку от компрессоров, чтобы удовлетворить требованиям к эксплуатации компрессоров. В состав такого обрабатывающего оборудования могут входить охладители и скрубберы, используемые для уменьшения содержания жидкости в газе, чтобы газ соответствовал требуемым техническим характеристикам. Жидкость, отделяемую от газа, можно передавать вниз по потоку отдельно от газа, например, с помощью жидкостного насоса.

Кроме того, было предложено предусмотреть компрессор в составе компрессорной станции на морском дне. Такая компрессорная станция может содержать устойчивую станину, вмещающую и поддерживающую компрессор и обрабатывающие компоненты (насос, скруббер и (или) охладитель).

Конфигурация компрессорной станции облегчает доступ к компрессору и другим обрабатывающим компонентам. Компрессор и обрабатывающие компоненты могут быть каждый выполнены в виде съемных модулей в станине для упрощения замены и (или) ремонта.

Раскрытие изобретения

Как признают авторы изобретения, с описанными выше традиционно предлагаемыми компрессорными станциями связана проблема, состоящая в том, что для того, чтобы справиться с большим выходом флюида из скважины, может потребоваться значительное увеличение размеров и сложности станции. При этом можно ожидать относительно больших расходов на техническое обслуживание на этапе эксплуатации, а общая доступность может ухудшиться из-за сложности.

Согласно первому аспекту изобретения предлагается подводное устройство для обработки флюида из скважины, раскрытое в прилагаемой формуле изобретения.

Согласно второму аспекту изобретения предлагается способ обработки флюида из подводной скважины, раскрытый в прилагаемой формуле изобретения.

Каждый из вышеназванных аспектов может содержать дополнительные признаки, раскрытые в прилагаемой формуле изобретения или в настоящем описании.

Следует понимать, что признаки, упомянутые в связи с любым из вышеназванных аспектов, в формуле изобретения или в описании, можно сочетать друг с другом и с различными аспектами.

Краткое описание чертежей

Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения будут далее описаны только в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи.

На ФИГ. 1А представлено схематическое изображение устройства для обработки флюида из скважины в соответствии с одним из вариантов осуществления настоящего изобретения.

На ФИГ. 1В представлено изображение Т-образного трубного тройника, показанного на ФИГ. 1А.

На ФИГ. 2 представлено изображение Y-образного трубного тройника для устройства для обработки флюида в другом варианте осуществления.

Осуществление изобретения

На ФИГ. 1А устройство 1 для обработки флюида из скважины в качестве примера изображено рассредоточенным между различными местами А, В и С на морском дне.

Как видно из ФИГ. 1А, устройство 1 содержит трубопровод 2, вмещающий поток флюида, например поток углеводородов из скважины. Флюид содержит жидкость и газ. Поблизости от магистральной линии 12 расположен трубный тройник, обеспечивающий отвод 3 через стенку трубопровода 2. Отвод выполнен с возможностью выпуска газа из трубопровода 2 для отделения газа от жидкости и получения отделенного газа и отделенной жидкости.

Трубный тройник 3 может представлять собой трехконтактный или трехсторонний трубчатый тройник, например Т- или Y-образный тройник. Пример Т-образного тройника показан в увеличенном масштабе на выносном изображении, представленном на ФИГ. 1В. Тройник содержит первое и второе трубчатые плечи 8, 9 и трубчатый ствол 10. Первое и второе плечи 8, 9 соединены соответственно с первой и второй частями 5, 6 трубопровода 2. Плечи 8, 9 определяют путь потока флюида, проходящего через первую часть 5, трубный тройник 3 и вторую часть 6 трубопровода 2. На ФИГ. 2 показан пример Y-образного тройника 3', содержащего первое и второе трубчатые плечи 8', 9', присоединенные к трубчатому стволу 10'.

Первое и второе плечи 8, 9 трубопровода могут совместно ограничивать трубчатое тело 11, образующее участок 2 трубопровода. Таким образом, отвод может быть выполнен через стенку в трубчатом теле. Ствол 10 присоединен к трубчатому телу 11 и идет в радиальном направлении наружу относительно него.

Устройство содержит газопроводную трубу 4, присоединенную к стволу 10 и принимающую газ из трубопровода через отверстие. Ствол 10 определяет путь для газа между внутренней частью трубопровода 2 и газопроводной трубой 4.

Как показано на ФИГ. 1, тройник на практике можно использовать в перевернутой Т-образной конфигурации, причем ствол 10 расположен вертикально для обеспечения отвода газа из области внутри трубы, примыкающей к стенке трубы, в верхней части стенки.

Многофазный флюид могут, как правило, транспортировать внутри трубопровода в виде стратифицированного потока, в котором жидкость, например нефть, течет вдоль нижней части трубы с газом, например углеводородным газом, протекающим над ней. Флюид, как правило, может содержать углеводородный газ и углеводородную жидкость, такую как нефть.

В процессе эксплуатации поток многофазного флюида проходит через первую часть 6 и поступает в тройник. Газ естественным образом выходит вверх через ствол тройника в газопроводную трубу 4 (как «отделенный газ»), тогда как жидкость из многофазного флюида остается внутри трубопровода, проходит через тройник и поступает во вторую часть 6 трубопровода (как «отделенная жидкость»). При этом газ ответвляется автоматически при прохождении многофазного флюида по трубопроводу в результате разделения газообразной и жидкой фаз.

Трубопровод 2 может иметь внутренний диаметр приблизительно до 30 дюймов.

Внутренние диаметры первого и второго плеч 8, 9 тройника могут быть равными соответствующим внутренним диаметрам первой и второй частей 5, 6 трубопровода, к которым присоединяют первое и второе плечи. Таким образом, трубопровод может иметь постоянный внутренний диаметр и определять непрерывный рукав между первой и второй частями, пересекая тройник. Это позволяет свести к минимуму разрыв потока в трубопроводе, проходящего через тройник между первой и второй частями 5, 6.

В некоторых вариантах осуществления плечи 8, 9 тройника могут иметь одинаковый внутренний диаметр, либо одно или другое плечо может иметь больший или меньший внутренний диаметр по сравнению с другим. В других вариантах осуществления ствол 10 может иметь такой же или другой внутренний диаметр, например меньший или больший, чем любое из плеч 8, 9.

Следует понимать, что плечи тройника могут определяться трубчатыми секциями первой и второй частей 5, 6 трубопровода, тогда как ствол 10 может определяться секцией газопроводной трубы 4.

Отделенный газ проходит через газопроводную трубу 4 к секции 13 магистральной линии 12. Магистральная линия снабжена клапанами 23, 24, находящимися в закрытом состоянии. Затем газ передают из секции 13 магистральной линии через впускную газовую трубу 15 к компрессору 14, выполняющему сжатие газа. Сжатый газ передают из компрессора 14 через выпускную газовую трубу 16 к магистральной линии, по которой сжатый газ транспортируют к расположенному ниже по потоку объекту, например к береговому объекту или палубному объекту для дальнейшей обработки.

В других вариантах осуществления газ может проходить в обход секции 13, поступая в компрессор 14 напрямую. Однако показанная на чертеже система удобна для направления газа к компрессору при переключении добычи с фазы естественного потока на фазу сжатия, в которой используют компрессор. В естественной фазе клапан 24 открыт и газ из отвода направляют через клапан по магистральной линии. В фазе сжатия клапаны 23, 24 используют для направления газа к компрессору, как показано на чертеже. Магистральная линия содержит узел 25 запуска-приема скребков для запуска или приема скребков в магистральной линии через клапаны 24 и 23 при необходимости.

Магистральная линия 12 может иметь внутренний диаметр приблизительно до 50 дюймов.

Отделенная жидкость проходит по второй части 6 трубопровода и подается через емкость 18 и насос 19 к объекту, расположенному ниже по потоку (не показан). Жидкость могут объединять со сжатым газом в магистральной линии 12 или транспортировать отдельно от сжатого газа к объекту, расположенному ниже по потоку.

Вторая часть 6 трубопровода имеет наклон, способствующий движению отделенной жидкости по трубопроводу под действием силы тяжести. Длину и угол наклона второй части 6 выбирают так, чтобы обеспечить возможность поглощения жидкостных пробок в многофазном потоке, избегая воздействия пробкового потока на систему обработки.

На практике часть 6 трубопровода 2, расположенная ниже по потоку относительно тройника, может иметь длину в диапазоне от нескольких десятков метров до нескольких километров и иметь наклон, как правило, 0,5 градусов или больше относительно горизонтали.

Вторая часть трубопровода может проходить над участком морского дна с наклонным рельефом. Естественные изменения рельефа морского дна можно использовать для обеспечения необходимого наклона трубопровода ниже по потоку относительно тройника. Например, труба может лежать на наклонной части грунта морского дна. Часть 6 может приобретать наклон после тройника и следовать дальше вдоль наклонного участка морского дна вниз в направлении пониженной части рельефа морского дна. Тройник может быть расположен на относительно высокой точке рельефа морского дна. Трубопровод может быть расположен таким образом, чтобы вторая часть 6 имела наклон больший, чем первая часть. Первая часть 5 трубопровода может быть расположена горизонтально. Аналогичным образом, секция трубчатого тела трубопровода, образованная плечами 8, 9 тройника, может быть расположена горизонтально, т.е. с продольной осью, проходящей в горизонтальной плоскости.

Конец трубопровода может быть оснащен трубно секцией 20, соединяющей трубопровод 2 с емкостью 18. Емкость 18 предусмотрена в углублении 21, например выемке, воронке или кессоне, уходящем под поверхность морского дна. Насос 19 соединен с емкостью и выполнен с возможностью непрерывного приема жидкости из емкости. Насос также расположен внутри выемки или воронки. Емкость принимает и вмещает отделенную жидкость, при этом она может иметь такие размеры, чтобы способствовать поглощению изменений содержания жидкости в многофазном потоке. Например, емкость может иметь такие размеры, чтобы большое изменение содержания жидкости во флюиде из скважины оказывало незначительное воздействие на уровень жидкости в емкости. Емкость имеет отвод для жидкости из емкости. Емкость и (или) отвод могут быть выполнены с возможностью выпуска жидкости в направлении насоса с постоянной скоростью. Скорость работы насоса можно регулировать с целью управления скоростью движения жидкости, выходящей из емкости. Например, скорость работы насоса можно регулировать или изменять с учетом уровня жидкости в емкости. Жидкость, выходящую из насоса, выводят из углубления по трубе для транспортировки жидкости.

При направлении жидкости к месту расположения углубления ниже морского дна влияние силы тяжести на перемещение потока жидкости усиливается; образуется разность между значениями потенциальной энергии. Это способствует дальнейшей транспортировке жидкости и уменьшает требования к насосу.

В других вариантах осуществления насос и емкость могут быть расположены на морском дне, например во впадине рельефа. В этом случае градиент наклона второй части 6 трубопровода обеспечивает достаточную высоту над насосом, чтобы составляющая силы тяжести вносила значительный вклад в перемещение потока жидкости.

Можно отметить, что некоторое количество газа может присутствовать или высвобождаться из потока жидкости в емкости или в наклонной второй части 6 трубопровода 2 ниже по потоку относительно тройника. Такой газ перемещается в направлении, противоположном потоку жидкости в вертикальной трубе 20 и второй части 6, и выходит через отвод тройника через стенку трубопровода, поступая в газопроводную трубу 4. Жидкость в емкости создает эффект тупикового конца для газа. Выход газа возможен только через трубный тройник 3.

На практике углубление 21 может быть снабжено резервуаром или трубчатой обшивкой, чтобы ограничить необходимое пространство для установки емкости 18 и насоса 19. Углубление, как правило, открыто в сторону моря. Другие обрабатывающие компоненты также могут быть предусмотрены в углублении 21.

Тройник в этом случае расположен на значительном удалении от скважины так, чтобы часть 5 трубопровода, находящаяся выше по потоку относительно тройника, выступала в качестве охладителя для флюида в трубопроводе. Многофазный флюид из скважины в месте, расположенном выше по потоку, вблизи от устья скважины, может иметь температуру приблизительно 60-120 градусов Цельсия. Температура морской воды, окружающей трубопровод у морского дна, может составлять приблизительно 0-4 градуса. В результате тепло передается от флюида через стенку трубопровода окружающей морской воде, тем самым происходит охлаждение флюида внутри трубопровода. Достигая трубного тройника, флюид из трубопровода может, в результате транспортировки по трубопроводу, охладиться до температуры приблизительно 0-10 градусов Цельсия. За счет охлаждения флюида в трубопроводе можно получать из газа конденсированную жидкость, способствуя уменьшению содержания жидкости в газе.

Чтобы обеспечить достаточное охлаждение, трубный тройник может быть расположен на расстоянии по меньшей мере 5 км от скважины. Таким образом, часть 5 трубопровода может иметь длину по меньшей мере 5 км.

В других вариантах осуществления второй трубопровод и, в некоторых случаях, другие трубопроводы могут быть предусмотрены в дополнение к трубопроводу 2 и быть выполнены аналогичным образом. Такой второй (или каждый дополнительный трубопровод) может быть снабжен тройником, обеспечивающим отвод через стенку второго трубопровода для отделения газа от жидкости, при этом отделенный газ может быть подан на компрессор и подвержен сжатию. Можно использовать несколько компрессоров. Сжатый газ из каждого такого трубопровода может поступать в единственную магистральную линию 12. Кроме того, магистральная линия может выступать в качестве общего транспортного трубопровода для транспортировки отделенного сжатого газа из различных трубопроводов. Отделенная жидкость из каждого трубопровода может быть доставлена к насосу, расположенному в единственной выемке, кессоне или воронке 21. Кроме того, углубление 21 может выступать в качестве общего углубления, вмещающего оборудование для обработки жидкости из разных трубопроводов. Жидкость из различных труб может быть доставлена из воронки в общую трубу для транспортировки жидкости. Для приема и перемещения потока отделенной жидкости из трубопроводов можно использовать несколько емкостей и (или) насосов, описанных выше применительно к трубопроводу 2.

Использование трубного тройника обеспечивает простой способ отведения газа из трубопровода для разделения газа и жидкости без каких-либо других модификаций трубопровода, обеспечивая отвод в стенке трубы и подключение к ней газопроводной трубы. Таким образом, простое присутствие отвода в верхней части секции трубы обеспечивает удаление газа, протекающего рядом или вплотную к стенке внутри трубопровода. Возмущение потока при этом минимально, поэтому жидкость может продолжать перемещение из части 5 трубопровода в часть 6 трубопровода в виде стратифицированного флюида. Путь потока флюида через части 5, 6 трубопровода и тройник остается плавным, свободным от препятствий и (или) медленно изменяющимся. Трубопровод 2 может состоять просто из базовых стандартных трубопроводных секций и фитингов. Стенки трубопровода и (или) тройника, т.е. ствола и плеч, препятствуют попаданию окружающей морской воды внутрь трубопровода и (или) тройника. При этом нет необходимости в каком-либо внутреннем изменении диаметра или какой-либо системе для стимулирования флюида или жидкости внутри трубы вблизи от отводного отверстия или тройника.

Устройство обеспечивает высокую эффективность разделения через отвод в тройнике до уровня, при котором газ, выходящий из трубопровода в месте расположения тройника, пригоден для сжатия в компрессоре. Флюид и газ охлаждают в расположенной выше по потоку части 5 в достаточной степени для конденсации жидкости из газа, при которой не требуется дальнейшее охлаждение газа, выходящего из трубопровода, например в скруббере, до поступления газа в компрессор.

Как показывают испытания, при использовании описанной системы может быть обеспечен высокий уровень эффективности разделения, достигающий 99% объема. Таким образом, отделенный газ на входе компрессора может иметь содержание жидкости меньшее, чем 1% объема, в частности, для многофазных флюидов из скважины с преобладанием газа.

Раскрытое в данной заявке изобретение имеет ряд преимуществ. Оно обеспечивает простой и эффективный способ обработки многофазного флюида из скважин, в частности, на подводном распределительном узле, где транзитные трубопроводы, идущие от скважин-спутников, соединяются для дальнейшей транспортировки в общие магистральные линии большого диаметра, в частности, при наличии высоких требований к пропускной способности. Подводные компрессорные станции и модули могут быть уменьшены в размерах и выполнены менее сложными. Например:

1) направление жидкости по маршруту, не проходящему через компрессорную станцию для обработки отдельным насосом, уменьшает или устраняет необходимость в емкостях и насосах для обработки жидкости на компрессорной станции;

2) тройник обеспечивает значительную эффективность разделения и уменьшает или устраняет необходимость в дополнительном сепарационном оборудовании или скрубберах, расположенных выше по потоку относительно компрессорной станции;

3) использование трубопровода для охлаждения выше по потоку уменьшает или устраняет необходимость в дополнительном охлаждающем оборудовании, расположенном выше по потоку относительно компрессора.

Другие преимущества понятны из описания.

Следует понимать, что термин «подводный» включает в себя использование закрытых или частично закрытых водных пространств, таких как озера, фиорды или эстуарии, в дополнение к открытым морям и океанам, содержащим соленую или пресную воду, или их смеси. Термин «морское дно» имеет соответствующее значение.

Различные модификации и усовершенствования могут быть внесены без отступления от объема изобретения, раскрытого в настоящей заявке.

1. Подводное устройство для обработки флюида из скважины, содержащее:

трубопровод, выполненный с возможностью вмещения потока указанного флюида, содержащего жидкость и газ;

отвод, проходящий через стенку трубопровода, причем указанный отвод выполнен с возможностью выпуска через него газа из трубопровода для отделения указанного газа от указанной жидкости и получения отделенного газа и отделенной жидкости;

компрессор, выполненный с возможностью сжатия отделенного газа;

причем часть трубопровода, расположенная ниже по потоку относительно указанного отвода, выполнена с возможностью приема указанной отделенной жидкости, и при этом указанная часть трубопровода наклонена по меньшей мере на участке своей длины, при этом указанный трубопровод выполнен с возможностью размещения на морском дне или вблизи от него, и указанная наклонная часть наклонена в направлении движения потока между первой точкой трубопровода и второй точкой трубопровода, при этом морское дно во второй точке ниже, чем в первой точке, причем во второй точке на морском дне присутствует впадина рельефа.

2. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что трубопровод содержит трубный тройник, образующий указанный отвод.

3. Подводное устройство по п. 2, отличающееся тем, что трубный тройник содержит ствол и первое и второе плечи, присоединенные к стволу и отходящие от него, причем плечи образуют трубчатую секцию трубопровода, а ствол образует указанный отвод для указанного газа.

4. Подводное устройство по п. 3, отличающееся тем, что ствол расположен по существу перпендикулярно плечам, образуя Т-образный трубный тройник.

5. Подводное устройство по п. 3, отличающееся тем, что ствол расположен не перпендикулярно относительно по меньшей мере первого или второго плеча.

6. Подводное устройство по п. 5, отличающееся тем, что трубный тройник в целом имеет Y-образную форму.

7. Подводное устройство по п. 3, отличающееся тем, что трубный тройник расположен так, что ствол проходит по существу в вертикальном направлении во время эксплуатации.

8. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что дополнительно содержит емкость, выполненную с возможностью приема указанной отделенной жидкости ниже по потоку относительно указанного отвода.

9. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что дополнительно содержит насос, выполненный с возможностью приема и перекачивания указанной отделенной жидкости для перемещения жидкости к объекту, расположенному ниже по потоку относительно насоса.

10. Подводное устройство по п. 9, отличающееся тем, что дополнительно содержит емкость, выполненную с возможностью приема указанной отделенной жидкости ниже по потоку относительно указанного отвода, при этом указанная емкость расположена выше по потоку относительно указанного насоса, и насос выполнен с возможностью приема отделенной жидкости из емкости.

11. Подводное устройство по п. 8, отличающееся тем, что указанный трубопровод выполнен с возможностью размещения на морском дне или вблизи от него, и указанная наклонная часть наклонена в направлении движения потока между первой точкой трубопровода и второй точкой трубопровода, и морское дно во второй точке ниже, чем в первой точке, при этом указанная емкость расположена в указанной второй точке или рядом с ней.

12. Подводное устройство по п. 8, отличающееся тем, что указанная емкость выполнена с возможностью размещения внутри конструкции, образованной на морском дне.

13. Подводное устройство по п. 12, отличающееся тем, что указанная конструкция содержит углубление, уходящее под поверхность морского дна.

14. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что указанный компрессор установлен с опорой на морское дно.

15. Подводное устройство по п. 14, отличающееся тем, что также содержит станину, выполненную с возможностью размещения на морском дне для поддержки компрессора.

16. Подводное устройство по п. 15, отличающееся тем, что выполнено с возможностью передачи отделенной жидкости по маршруту, который не проходит через станину для поддержки компрессора.

17. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что трубопровод выполнен с возможностью охлаждения указанного флюида из скважины в части указанного трубопровода, расположенной выше по потоку относительно отвода.

18. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что между компрессором и указанным отводом отсутствует сепаратор.

19. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что между компрессором и трубопроводом отсутствует охладитель или скруббер.

20. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что указанный флюид содержит углеводородный флюид.

21. Подводное устройство по п. 1, отличающееся тем, что указанный отвод расположен на расстоянии вдоль трубопровода по меньшей мере 5 км от скважины.

22. Способ обработки флюида из скважины, содержащий следующие шаги:

а. предусматривают подводный трубопровод, содержащий отвод через стенку, причем трубопровод выполнен с возможностью вмещения потока указанного флюида, содержащего жидкость и газ, а отвод, проходящий через стенку трубопровода, выполнен с возможностью выпуска через него газа из трубопровода для отделения указанного газа от указанной жидкости и получения отделенного газа и отделенной жидкости, причем часть трубопровода, расположенная ниже по потоку относительно указанного отвода, выполнена с возможностью приема указанной отделенной жидкости, и при этом указанная часть трубопровода наклонена по меньшей мере на участке своей длины, при этом указанный трубопровод выполнен с возможностью размещения на морском дне или вблизи от него, и указанная наклонная часть наклонена в направлении движения потока между первой точкой трубопровода и второй точкой трубопровода, при этом морское дно во второй точке ниже, чем в первой точке, причем во второй точке на морском дне присутствует впадина рельефа;

b. обеспечивают поток указанного флюида внутри трубопровода;

c. выпускают газ из трубопровода через отвод для отделения указанного газа от указанной жидкости с целью получения отделенного газа и отделенной жидкости;

d. сжимают указанный отделенный газ.

23. Способ по п. 22, отличающийся тем, что шаг сжатия указанного отделенного газа выполняют на морском дне.