СИСТЕМЫ И СПОСОБЫ ПОВЫШЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ ЖИДКОСТЕЙ СЕПАРАТОРА УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ГАЗ - ЖИДКОСТЬ С ПРИМЕНЕНИЕМ ОДНОГО ИЛИ БОЛЕЕ НАСОСОВ НА МОРСКОМ ДНЕ Российский патент 2017 года по МПК E21B43/36 

Данная заявка испрашивает приоритет по временной патентной заявке U.S. provisional application serial no. 61/604366, выложена 28 февраля 2012 г. Данный материал и все другие сторонние материалы, рассмотренные в данном документе, включены в данном документе полностью в виде ссылки. В случае если определение или применение термина материала ссылки не согласуется или противоречит определению такого термина в данном документе, определение термина в данном документе является применимым, и определение термина в материале ссылки не является применимым.

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Область техники изобретения относится к системам и способам повышения давления жидкостей на морском дне.

ПРЕДШЕСТВУЮЩИЙ УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ

Следующее рассмотрение уровня техники включает в себя информацию, которая может быть полезной для понимания настоящего изобретения и не является утверждением, что любая информация здесь относится к существующей технике или важна для заявленного изобретения или что любая публикация, конкретно или не конкретно упомянутая, является прототипом.

В разработке подводных месторождений требуется повышение давления текучей среды на площадке скважины, если пластовое давление является недостаточным для преодоления гидростатического давления и фрикционных потерь давления в соединительных трубопроводах. Традиционно, повышение давления получают различными способами в коллекторе и скважине. Однако, постоянно возрастает потребность создания новых возможностей повышения давления на морском дне. Хотя разработан ряд способов повышения давления на морском дне, все такие способы страдают одним или несколькими недостатками.

Для примера, в одном известном способе используют подачу мультифазными насосами на морском дне, в способе принимают полный поток и повышают давление текучей среды с применением центробежных, спирально-осевых или двухвинтовых насосов. Хотя данные насосы выполнены с возможностью работы в широком диапазоне объемного содержания газа (GVF), давление на выходе насосов не может соответствовать требуемым уровням, если объемное содержание газа слишком велико.

В другом известном способе применяют отделение с помощью кессона и перекачивание жидкости насосом, описано в патентах U.S. pat. no. 4676308, выдан Chow, et al.; U.S. pat. no. 4900433, выдан Dean, et al.; U.S. pat. no. 5474601 выдан Choi; U.S. pat. no. 6688392, выдан Shaw; и U.S. pat. no. 7766081 выдан Brown, et al. Данный способ применяют в различных проектах, например, испытаниях Texaco™ Highlander, Petrobras™ VASPS (система вертикального кольцевого отделения и перекачки), Shell™ BC-10 и Shell Perdido.

При отделении с помощью кессона и перекачивании жидкости насосом добытые текучие среды подаются в кольцевое пространство кессона (или в глухую скважину), и колонна насосно-компрессорных труб устанавливается до глубины ниже морского дна. Обычные кессоны имеют длину несколько сотен футов (1 фут=0,3 м). Когда добытые текучие среды перемещаются в кольцевое пространство, текучие среды сепарируют на газ и жидкость. Газ проходит вверх в кольцевом пространстве и выходит из кессона через верхнюю часть. Жидкость накапливается внизу и подается под давлением электрическим погружным насосом, установленным снизу на колонне насосно-компрессорных труб. Жидкость под напором выходит из кессона через насосно-компрессорную трубу. Отделение с помощью кессона и перекачивание жидкости насосом является невыгодным, поскольку в общем требуется буровая установка для установки кессона и для ремонта или замены электроцентробежных погружных насосов (ЭЦН). Высокая стоимость буровых установок, особенно для больших глубин, значительно увеличивает стоимость установки, техобслуживания и ремонта.

Также известна перекачка насосом всего потока добычи с применением ЭЦН, установленного на морском дне или в райзере. См., например, патенты U.S. pat. no. 6412562, выдан Shaw; U.S. pat. no. 7516795, выдан Euphemio, et al.; U.S. pat. no. 7565932, выдан Lawson; U.S. pat. no. 8083501, выдан Scarsdale; и публикацию U.S. pat. publ. no. 2010/0119380, Wilson et al. (выложена в мае 2010 г.). Однако такой способ имеет недостатки в том, что ЭЦН может работать только при объемном содержании газа (GVF) до 30% в большинстве вариантов применения, что в общем ограничивает применимость способа тяжелой нефтью, имеющей достаточно высокое давление на приеме насоса для поддержания объемного содержания газа в требуемом диапазоне.

Другой известный способ заключается в применении сепаратора в подводном райзере, рассмотрен в патенте U.S. pat. no. 6651745, выданo Lush et. al. В данном способе применяется райзер на морском дне с имеющим гидропривод центробежным насосом для повышения давления жидкости. Вместе с тем, такой способ может являться проблематичным, поскольку требуемая высота райзера может являться значительной, и райзер при этом сталкивается с проблемами устойчивости. В дополнение, требование райзера увеличивает стоимость изготовления и установки и возможности получения судов с параметрами, требуемыми для установки райзера, являются ограниченными.

Таким образом, требуется создание систем и способов сепарирования газа и жидкости, которые уменьшают объемное содержание газа в жидкости, при этом применяются один или несколько насосов для повышения давления жидкостей в сепараторе до требуемого уровня.

СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Патентоспособный объект изобретения представляет устройство, системы и способы, которыми можно поднимать давление жидкостей на морском дне с применением одного или нескольких насосов, встроенных в сепаратор отделения углеводородного газа от жидкости (сепаратор углеводородный газ-жидкость). В предпочтительных вариантах осуществления один или несколько насосов и, предпочтительно, один или несколько ЭЦН, устанавливают в секции сохранения жидкости сепаратора отделения газа от жидкости, установленного на морском дне. Можно выбрать один или несколько насосов, вместе поднимающих давление жидкости до требуемого уровня.

Патентоспособный объект изобретения, рассмотренный в данном документе, применим как для строительства новых подводных сооружений, так и для модернизации существующих сооружений и, следовательно, может выполняться с приспособлением к различным диапазонам производительности в зависимости от конкретного варианта применения. Возможность модернизации существующих сооружений предпочтительно улучшает подводную эксплуатацию данных сооружений. Такие существующие сооружения могут включать в себя мелководные сооружения (например, на глубинах < 1000 футов (304,8 метров) или глубоководные сооружения (например, на глубинах 1000-5000 футов (304,8-1524 метров) и сооружения с производительностью от низкой до средней (например, 2000-10000 барр/день (320-1600 м³/д), сооружения со средним расчетным давлением (например, приблизительно 5000 фунт/дюйм² (35 МПа) и высоким объемным содержанием газа (например, по меньшей мере 80%). Новые глубоководные установки могут включать в себя подводные установки на глубинах 7000-10000 футов (2134-3048 метров), например, и иметь высокую производительность (например, 20000-30000 барр/день(3200-4800 м³/д), высокое расчетное давление (например, по меньшей мере 10000 фунт/дюйм² (70 МПа) и среднее объемное содержание газа (например, 40%-70%).

Предполагается, что системы и способы, рассмотренные в данном документе, можно применять для установок подводной перекачки мультифазными насосами, где общее объемное содержание газа в скважинном потоке составляет 40%-100% и перепад давления на насосе составляет от около 700 фунт/дюйм² (5 МПа) до около 3300 фунт/дюйм² (23 МПа).

Если контекст не диктует противоположного, все диапазоны, указанные в данном документе, следует интерпретировать, как включающие концевые значения, и открытые диапазоны следует интерпретировать, как включающие экономически обоснованные величины. Аналогично все перечни величин следует считать включающими промежуточные величины, если контекст не диктует противоположного.

Различные задачи, признаки, аспекты и преимущества патентоспособного объекта изобретения должны стать понятными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления с прилагаемыми чертежами, на которых одинаковыми позициями представлены аналогичные компоненты.

КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ

На фиг. 1 схематично показан один вариант осуществления системы повышения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости.

На фиг. 2 схематично показан другой вариант осуществления системы повышения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости.

На фиг. 3 показана схема другого варианта осуществления системы повышения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости.

На фиг. 4 показан вид в перспективе одного варианта осуществления системы повышения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости.

На фиг. 5 показана схема другого варианта осуществления системы повышения давления жидкостей из скважины в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости.

На фиг. 6 показана блок-схема последовательности операций одного варианта осуществления способа увеличения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости, установленном на морском дне.

ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

Понятно, что раскрытые методики дают много преимуществ в технике, в том числе (I) уменьшение объемного содержания газа в жидкости, что обеспечивает их применение для добычи с высоким объемным содержанием газа, которое превышает предел для перекачки мультифазными насосами на морском дне; (II) уменьшение начальных и долгосрочных затрат системы с применением ЭЦН; (III) исключение потребности в кессоне, что также уменьшает стоимость установки; (IV) обеспечение применения ЭЦН в разработках подводных месторождений с более высокими отношениями газа к жидкости; (V) уменьшение вертикального габарита установки, что обеспечивает установку системы судами, большее число которых имеется, а также уменьшает общую стоимость системы. Предпочтительно, предлагается возможность установки, обслуживания и демонтажа системы, описанной в данном документе, с помощью многоцелевого вспомогательного судна (MSV), при этом буровая установка не требуется.

В следующем рассмотрении приведено много являющихся примерами вариантов осуществления объекта изобретения. Хотя каждый вариант осуществления представляет одну комбинацию патентоспособных элементов, патентоспособный объект изобретения считают включающим в себя все возможные комбинации раскрытых элементов. Таким образом, если один вариант осуществления содержит элементы A, B и C, и второй вариант осуществления содержит элементы B и D, тогда патентоспособный объект изобретения считается включающим в себя все другие возможные комбинации A, B, C или D, даже если не это специально не указано.

На фиг. 1 показана система 100 повышения давления жидкостей в сепараторе 102 отделения углеводородного газа от жидкости (сепаратор 102 углеводородный газ-жидкость) на морском дне. В предпочтительных вариантах осуществления сепаратор 102 может представлять собой в общем горизонтальный подводный сепаратор, имеющий верхнюю и нижнюю секции 104 и 106. При использовании в данном документе термин "в общем горизонтальный" означает отклонение в пределах 15 градусов от горизонтали. В некоторых предложенных вариантах осуществления как верхняя, так и нижняя секции 104 и 106 представляет собой цилиндрический резервуар, установленный с небольшим наклоном относительно морского дна, предпочтительно не больше 30 градусов. Предпочтительно, верхняя секция 104 представляет собой секцию сепарации, и нижняя секция 106 представляет собой секцию постоянного хранения жидкости. В таких вариантах осуществления верхняя секция может включать в себя поверхность раздела между газом и жидкостью, как показано на фиг. 1. Во многом аналогично традиционным сепараторам отделения газа от жидкости, в таких вариантах осуществления газ может выходить из верхней секции 104 сепаратора 102 через трубу 108 в верхней секции 104. Из трубы 108 предполагается проход газа фактически через отдельный трубопровод газа, например, показанный на фиг. 5, или через трубу, встроенную в шлангокабель. Альтернативно, по меньшей мере часть газа можно сжимать и смешивать с перекачиваемой жидкостью.

Сепаратор может относиться к любому коммерчески подходящему типу, в том числе, например, устройству с соединенными трубами в нескольких уровнях, устройству предварительного отбора газа пальцеобразного типа, вертикальному сепарационному резервуару большого диаметра и длинной секции трубы большого диаметра. Вместе с тем, в особенно предпочтительных вариантах осуществления сепаратор содержит многоуровневую трубную систему с первым комплектом труб, расположенным в верхней секции 104, и вторым комплектом труб, расположенным под верхней секцией 104. Такой пример показан на фиг. 4, хотя предполагается, что каждый комплект труб может включать в себя по меньшей мере пять и еще дополнительно по меньшей мере десять труб, выполненных, например, параллельно. Применение многочисленных групп или комплектов труб обеспечивает системе 100 высокий уровень универсальности для широкого диапазона расходов, поскольку трубы можно добавлять или удалять в зависимости от конкретного варианта применения. В дополнение, применение труб обеспечивает системе 100 хорошую приспособляемость к окружающей среде в глубоких и сверхглубоких водоемах.

Предполагается, что трубы могут каждая иметь длину 60-100 футов (18,29-30,48 метров) и более предпочтительно 75-85 футов (22,86-25,91 метров). Вместе с тем, фактическая длина и другие размеры труб должны зависеть от конкретного варианта применения, задающего требуемый объем хранения жидкости, а также размеров и числа насосов. Дополнительно предполагается, что трубы могут действовать в качестве устройства предварительного отбора газа вследствие низких скоростей газа и жидкости в сепараторе 102. Низкие скорости также помогают уменьшить унос жидкости, а также уменьшают и предпочтительно исключают необходимость применения антипенных агентов.

Верхняя и нижняя секции 104 и 106 могут сообщаться текучей средой по трубам 110 и 112, где каждая предпочтительно подобрана по диаметру и длине для обеспечения (a) прохода жидкости через трубы 110 и 112 без вовлечения газа и (б) миграции газа из нижней секции 106 в верхнюю секцию 104. Хотя показаны двойные трубы, важно обеспечивать подходящие соединения между верхней и нижней секциями 104 и 106 (т.e., секцией сепарации для отделения газа и секцией размещения жидкости) для обеспечения выхода пара из жидкости в нижней секции 106 и, одновременно, содействия проходу сепарированной жидкости из верхней секции 104 в нижнюю секцию 106. Таким образом, в зависимости от общей длины сепаратора 102, включающего в себя верхнюю и нижнюю секции, и других факторов, можно применять три или больше соединений между верхней и нижней секциями 104 и 106 для выполнения данной задачи.

Один или несколько насосов 114, предпочтительно компактных нефтепромысловых насосов и более предпочтительно электроцентробежных погружных насосов (ЭЦН) можно устанавливать в нижней секции 106 (т.e., секции хранения жидкости). В некоторых предложенных вариантах осуществления один или несколько насосов 114 можно встраивать в сепаратор 102 и даже в нижнюю секцию 106. Если необходимо для обеспечения времени хранения жидкости или работы насоса, например, дополнительные цилиндрические резервуары можно добавлять между верхней и нижней секцией 104 и 106. Прием ЭЦН 114 предпочтительно расположен на нижнем конце жидкостной секции 106, как показано на фиг.1, для минимизации количества забираемого пара. В предпочтительных вариантах осуществления сепаратору 102 придают диаметр и длину, обеспечивающие поддержание объемного содержания газа в жидкости на входе насоса в подходящем диапазоне для одного или нескольких насосов 114 или других подходящих по соображениям целесообразности компактных нефтепромысловых насосов. Сепаратор 102 предпочтительно уменьшает объемное содержание газа в жидкости, обеспечивая применение хорошо отработанных и соответствующих критерию стоимость-эффективность насосов, например ЭЦН, где в ином случае указанное невозможно.

Дополнительно предполагается, что система 100 может включать в себя два или больше насосов и предпочтительно два или больше ЭЦН для создания резервирования в системе 100 и при этом обеспечения техобслуживания или замены ЭЦН или другого насоса с минимизацией помех работе системы.

Нижнюю секцию 106 сепаратора 102 можно подбирать по диаметру и длине так, чтобы нижняя секция 106 имела достаточный диаметр, обеспечивающий миграцию газовых пузырьков в газовую фазу в сепараторе 102. В дополнение, поток жидкости в один или несколько насосов 114 можно направлять по пути, обеспечивающему охлаждение двигателя насоса при проходе жидкости на прием насоса. Один или несколько насосов 114 предпочтительно поднимают давление жидкости до требуемого уровня. Жидкость может выходить из сепаратора 102 через выпускную трубу 118. Электрический кабель 120 можно устанавливать рядом с выпускной трубой 118 для подачи электропитания на один или несколько насосов 114.

Для вариантов применения со значительным поступлением твердых частиц система 100 может включать в себя струйную систему периодического удаления осадка твердой фазы, которую можно выполнять с проходом через ЭЦН в трубу 118 выпуска жидкости. В экстремальных случаях можно устанавливать компактный пескоотделитель выше по потоку от системы 100.

Как показано на фиг. 1, верхний узел 122 можно соединять с сепаратором 102 на выходе или вблизи входа жидкости из сепаратора через выпускную трубу 118. Верхний узел 122 можно соединять с сепаратором 102 с помощью фланцев или других подходящих по соображениям целесообразности креплений. Верхний узел 122 можно также оборудовать подходящим электрическим соединением для электрического кабеля 120.

Если один или несколько насосов 114 требуют ремонта или замены, сепаратор 102 можно предпочтительно поднимать на водную поверхность. В таких случаях верхний узел 122, выпускную трубу 118 и один или несколько насосов 114 можно демонтировать из сепаратора 102 и позже повторно установить после завершения ремонтных мероприятий.

Как показано на фиг. 2, верхний узел 222 можно альтернативно выполнить так, что выпускная труба 218 и один или несколько насосов 214 располагаются отдельно, но соединенными с сепаратором 202. В данном исполнении, если один или несколько насосов 214 требуют ремонта или замены, только кожух с насосами требует извлечения на ремонт, при этом сокращается время и стоимость ремонта. Остальные позиции на фиг.2 соответствуют позициям компонентов аналогичных показанным на фиг. 1 и описанным выше.

На фиг. 3 показана схема другого варианта осуществления системы повышения давления жидкостей в сепараторе 300 отделения углеводородного газа от жидкости на морском дне. Остальные позиции на фиг. 3 соответствуют позициям компонентов аналогичных показанным на фиг. 1 и описанным выше.

На фиг. 4 показан еще один вариант осуществления системы 400 повышения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости 402. Сепаратор может включать в себя двойные трубы как в верхней, так и в нижней секциях 404 и 406. Хотя показана система двойных труб, предполагается что три или больше труб можно включать в состав каждой из верхней и нижней секций 404 и 406 в зависимости от конкретного варианта применения. Предпочтительно, верхнюю и нижнюю секции 404 и 406 устанавливают параллельно друг другу и под наклоном относительно морского дна так, что впуск 401 расположен ниже выпуска 408.

Как показано на фиг. 4, верхняя и нижняя секции труб могут сообщаться текучей средой через соединительные трубы 410 и 412. Как рассмотрено выше, хотя показано всего четыре соединительных трубы, число применяемых соединительных труб можно варьировать для обеспечения выхода пара из жидкости в нижней секции 106 и, одновременно, обеспечения прохода отделяющейся жидкости из верхней секции 404 в нижнюю секцию 406.

На фиг. 5 показан другой вариант осуществления системы 500 для повышения давления жидкостей, поступающих из скважины в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости. Скважина может сообщаться текучей средой с системой 500 через соединительную вставку. Система 500 предпочтительно включает в себя сепаратор отделения газа от жидкости и по меньшей мере один насос и предпочтительно по меньшей мере один ЭЦН. Поток текучей среды под давлением по меньшей мере из одного насоса и газовый поток можно подавать через трубы газообразного и жидкого продукта, например, на плавучую платформу.

На фиг. 6, показан один вариант осуществления способа увеличения давления жидкостей в сепараторе отделения углеводородного газа от жидкости, установленном на морском дне, где на этапе 610 создается сепаратор, имеющий верхнюю и нижнюю секции, сообщающиеся текучей средой по меньшей мере по одной трубе. На этапе 620 текучая среда, выходящая из скважины, может приниматься в верхней секции сепаратора. Сепаратор выполнен с возможностью отделения газовой части текучей среды, выходящей из скважины, от жидкой части на этапе 630. Наконец, на этапе 640, давление жидкой части можно увеличить, применяя первый насос для получения на выходе текучей среды под давлением.

Первый насос может представлять собой ЭЦН на этапе 642 и первый насос предпочтительно является встроенным в нижнюю секцию сепаратора на этапе 644.

На этапе 612 сепаратор можно устанавливать в общем горизонтально относительно морского дна, причем верхняя и нижняя секции содержат верхний и нижний цилиндры и верхний и нижний цилиндры имеют небольшой наклон относительно морского дна. На этапе 614 верхний цилиндр устанавливается приблизительно параллельно нижнему цилиндру.

На этапе 616 верхнюю и нижнюю секции, каждую устанавливают в общем горизонтально относительно морского дна. На этапе 618, сепаратор подбирают по диаметру и длине так, что объемное содержание газа в жидкости на впуске в первый насос предпочтительно составляет 40%-70%.

При использовании в описании данного документа и в пунктах следующей формулы изобретения значение артиклей "a", "an" и "the" включает множественную ссылку, если иное ясно не диктуется контекстом. Также, при использовании в описании данного документа значение предлога "in" включает предлоги "in" и "on", если иное ясно не диктуется контекстом. Также, термин "приблизительно" означает в пределах пяти процентов (5%), если иное специально не указано в данном документе.

Указания диапазонов величин в данном документе служит только как сокращенный способ индивидуального указания каждой отдельной величины в диапазоне. Если иное не указано в данном документе, каждая индивидуальная величина включена в описание, как если индивидуально указана в данном документе. Все способы, описанные в данном документе, можно выполнять в любом подходящем порядке, если иное не указано в данном документе или если это не противоречит контексту. Применение любого и всех примеров, или указывающих на примеры фраз (например, "такой как") по отношению к конкретным вариантам осуществления в данном документе служит только для лучшего разъяснения изобретения и не ограничивает объем заявленного изобретения. Никакой язык описания не должен восприниматься как указывающий любой не заявленный элемент, существенный для практической реализации изобретения.

Группировки альтернативных элементов или вариантов осуществления изобретения, раскрытые в данном документе, не следует толковать, как ограничения. Каждый элемент группы можно называть и заявлять индивидуально или в любой комбинации с другими элементами группы или другими элементами в данном документе. Один или несколько элементов группы можно включать в группу или удалять из группы для удобства и/или патентоспособности. Когда любое такое включение или удаление происходит, описание в данном документе воспринимается содержащим группу как модифицированную, таким образом выполняющую описание всех групп по формуле изобретения Маркуша, используемых в прилагаемой формуле изобретения.

При использовании в данном документе, и если иное не диктуется контекстом, термин "соединен с /coupled to" в общем включает в себя как прямое соединение (в котором два элемента соединены друг к другом в контакте друг с другом), так и непрямое соединение (в котором по меньшей мере один дополнительный элемент установлен между двумя элементами). Поэтому термины "соединен с /coupled to" и "соединен c /coupled with" применяютcя как синонимы.

Специалисту в данной области техники понятно, что многие модификации, кроме описанных, являются возможными без отхода от патентоспособных концепций данного документа. Патентоспособный объект изобретения, поэтому, не должен иметь объем меньше определенного в прилагаемой формуле изобретения. Кроме того, в интерпретации как описания, так и формулы изобретения все термины следует интерпретировать возможно наиболее широко в соответствии с контекстом. В частности, термины "содержит" и "содержащий" должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или шагам не эксклюзивно, указывающим, что названные элементы, компоненты или шаги могут присутствовать, а также использоваться или соединяться с другими элементами, компонентами или шагами, которые прямо не указаны. В случае, если пункты описания относятся по меньшей мере к одному объекту, выбранному из группы, состоящей из A, B, C … и N, текст следует интерпретировать как требующий только одного элемента из группы, не A плюс N, или B плюс N, и т.д.

Группа изобретений относится к системам и способам увеличения давления жидкостей в сепараторе углеводородный газ – жидкость, расположенном на морском дне. Технический результат заключается в увеличении давления жидкостей в сепараторе до требуемого уровня. Система содержит сепаратор, имеющий верхнюю и нижнюю секции, соединенные по текучей среде с помощью по меньшей мере одной трубы, проходящей из нижней секции в верхнюю секцию; первый насос, встроенный в нижнюю секцию сепаратора и выполненный с возможностью повышения уровня давления жидкости в нижней секции, когда сепаратор расположен на морском дне; и верхний узел, соединенный с сепаратором и выполненный с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости, расположенной по меньшей мере частично снаружи сепаратора, с первым насосом. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

1. Система, выполненная с возможностью обеспечения повышения давления жидкостей в сепараторе углеводородный газ – жидкость, расположенном на морском дне, содержащая:

сепаратор, имеющий верхнюю и нижнюю секции, соединенные по текучей среде с помощью по меньшей мере одной трубы, проходящей из нижней секции в верхнюю секцию;

первый насос, встроенный в нижнюю секцию сепаратора и выполненный с возможностью повышения уровня давления жидкости в нижней секции, когда сепаратор расположен на морском дне; и

верхний узел, соединенный с сепаратором и выполненный с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости, расположенной по меньшей мере частично снаружи сепаратора, с первым насосом.

2. Система по п.1, в которой первый насос представляет собой электрический центробежный погружной насос (ЭЦН).

3. Система по п.1, в которой сепаратор соединен с морским дном.

4. Система по п.1, в которой верхняя и нижняя секции установлены каждая в общем горизонтально относительно морского дна.

5. Система по п.1, в которой верхний узел выполнен с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости со второй выпускной трубой для жидкости, установленной внутри нижней секции сепаратора, причем вторая выпускная труба для жидкости соединяет выпускную трубу для жидкости с первым насосом.

6. Система по п.5, в которой верхний узел дополнительно выполнен с возможностью обеспечения электрического соединения с первым насосом.

7. Система по п.1, в которой верхний узел соединен с возможностью отсоединения с сепаратором так, что сепаратор может быть поднят на поверхность воды, в то время как верхний узел остается на морском дне.

8. Система по п.1, в которой сепаратор выполнен с такими размерами, что объемное содержание газа в жидкости на впуске в первый насос составляет 40-70%.

9. Система по п.1, в которой сепаратор установлен в общем горизонтально относительно морского дна, при этом верхняя и нижняя секции содержат верхний и нижний цилиндры и при этом верхний и нижний цилиндры каждый имеет наклон 5-15˚ относительно морского дна.

10. Система по п.9, в которой верхний цилиндр установлен приблизительно параллельно нижнему цилиндру.

11. Система по п.9, в которой верхний цилиндр содержит трубу впуска скважины и выпускную трубу для газа.

12. Система по п.1, в которой первый насос соединен с возможностью отсоединения с первым концом нижней секции.

13. Способ увеличения давления жидкостей в сепараторе углеводородный газ – жидкость, расположенном на морском дне, содержащий:

обеспечение сепаратора, имеющего верхнюю и нижнюю секции, которые соединены по текучей среде с помощью по меньшей мере одной трубы;

прием текучей среды, выходящей из скважины, в верхней секции;

при этом сепаратор выполнен с возможностью отделения газовой части текучей среды, выходящей из скважины, от жидкой части; и

увеличение давления жидкой части, используя первый насос для получения на выходе текучей среды под давлением, которая протекает через выпускную трубу для жидкости, причем первый насос встроен в нижнюю секцию сепаратора и причем верхний узел соединен с сепаратором и выполнен с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости, расположенной по меньшей мере частично снаружи сепаратора, с первым насосом.

14. Способ по п.13, в котором первый насос представляет собой электроцентробежный погружной насос (ЭЦН).

15. Способ по п.13, в котором верхний узел выполнен с возможностью соединения выпускной трубы для жидкости со второй выпускной трубой для жидкости, расположенной внутри нижней секции сепаратора, причем вторая выпускная труба для жидкости соединяет выпускную трубу для жидкости с первым насосом.

16. Способ по п.13, в котором сепаратор установлен в общем горизонтально относительно морского дна, при этом верхняя и нижняя секции содержат верхний и нижний цилиндры и при этом верхний и нижний цилиндры слегка наклонены относительно морского дна.

17. Способ по п.16, в котором верхний цилиндр установлен приблизительно параллельно нижнему цилиндру.

18. Способ по п.13, в котором верхняя и нижняя секции установлены каждая в общем горизонтально относительно морского дна.

19. Способ по п.13, в котором сепаратор выполнен с такими размерами, что объемное содержание газа в жидкости на впуске в первый насос составляет 40-70%.