Резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, его применение и способ разделения указанной скважинной текучей среды

013254 Изобретение относится к резервуару для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду,нефть и газ. В нефтяной промышленности добыча сырой нефти включает добычу смеси нефти, газа и воды из подземных пластов. В устье скважины обычно осуществляется первоначальное разделение в одну или более стадий для удаления дополнительных воды и газа перед тем, как сырая нефть становится пригодной для выгрузки на экспорт. После первоначального разделения сырая нефть и газ могут быть дополнительно очищены перед выгрузкой на переработку нефти и т.д. После дополнительной очистки вода и песок обычно по выбору выгружаются в подходящий приемник, как, например, в море или в пласт. При разработке нефтяных и газовых месторождений часто обнаруживается, что объем воды, сопровождающей нефть и газ, становится намного большим и, следовательно, большие объемы пластовой воды должны быть обработаны на производственном оборудовании в устье скважины для поддержания приемлемой производительности. Далее, существует проблема загрязнения, вызванного добычей нефти на море, в частности, когда добыча нефти имеет место в областях, считающихся экологически уязвимыми, как, например, арктические области или области промысла рыбы. В нефтяной промышленности требование значительно низшего предела выхода нефти сделает добычу нефти из ряда известных пластов неэкономичной, если она должна осуществляться на оборудовании, используемом в настоящее время. Таким образом, большие усилия были приложены промышленностью и администрацией для обеспечения уменьшения выхода нефти в течение добычи нефти по доступным ценам. На платформах добычи нефти и газа, предназначенных для работы на море, обычно доступно ограниченное пространство. Поэтому существуют очень строгие ограничения на пространство, доступное для установки оборудования. Еще более строгое ограничение пространства может встретиться, если рассматривается устройство для добычи и разделения на уровне морского дна. Известен ряд сепараторов нефть-газ-вода. В патенте США 4424068 описаны сепаратор и способ разделения смеси нефти, газа и воды, которая может быть получена из нефтяной скважины. Сепаратор имеет форму резервуара, разделенного на камеры для разделения и снабженного рядом перегородок и динамическим сепаратором, где входящая смесь изменяет направление несколько раз. Несмотря на тот факт, что сепаратор был известен в течение нескольких лет, оказалось, что он не был широко использован. Далее, поскольку сепаратор содержит несколько камер и много частей, техническое обслуживание требует много времени, что может привести к дорогостоящей остановке добычи нефти. Публикация WO 99/20873 описывает ловушку для песка, которая может быть помещена в нефтяную скважину для удаления более тяжелых частиц, как, например, песок, перед дальнейшей обработкой сырой нефти. Устройство имеет раструб, обращенный к относительно узкой части резервуара с соединением, обращенным к относительно более широкой части резервуара, где песок и тяжелые частицы осаждаются. Патент Великобритании 2000054 А раскрывает сепаратор для разделения сырой нефти на жидкость и газ в резервуаре, имеющем вход для подачи, расположенный тангенциально, для создания потока направленной вниз спирали жидкости и потока направленной вверх спирали газа. Резервуар имеет верхний выход для газа, содержащий трубу, проходящую вниз в резервуар из его верха. Нижний конец резервуара, который является коническим, снабжен перегородками, для замедления спирали жидкости и открытия камеры разделения для газа, все еще присутствующего в жидкости, причем газ продувается и жидкость выгружается через слив. Несмотря на ряд известных сепараторов нефть-газ-вода, все еще имеется потребность в сепараторе нефть-газ-вода с улучшенной производительностью по разделению фаз, который требует только минимум пространства, способен непрерывно работать с низкими требованиями по техническому обслуживанию и может быть изготовлен и работать по умеренной цене. Целью настоящего изобретения является создание разделительного резервуара для разделения текучей среды, содержащей воду, нефть, газ повышенной производительности. Согласно изобретению создан разделительный резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, содержащий, по существу цилиндрическую вертикальную емкость,имеющую верхнюю часть и нижнюю часть, отделенные друг от друга посредством стенки в форме усеченного конуса, вход для разделяемой текучей среды, тангенциально расположенный в верхней части емкости, по меньшей мере один первый выход преимущественно для нефти и газа, расположенный в верхней части емкости над стенкой в форме усеченного конуса, по меньшей мере один второй выход преимущественно для воды, расположенный в нижней части емкости, и средство для успокаивания потока вокруг второго выхода, причем стенка в форме усеченного конуса на ее верхнем конце, имеющем меньший диаметр по сравнению с ее нижним основанием, имеет первое отверстие для сообщения между верхней и нижней частями емкости, прикреплена к стенке емкости своим нижним основанием под входным отверстием и имеет второе отверстие для прохода разделяемой текучей среды, размещенное на уровне входа для разделяемой текучей среды, причем стенка в форме усеченного конуса имеет такой наклон, что угол между стенкой емкости и стенкой в форме усеченного конуса в верхней части емкости находится в диапазоне между 15 и 70.-1 013254 Обнаружено, что разделительный резервуар в соответствии с изобретением имеет благоприятное отношение между размером и производительностью, которое предположительно вызвано созданием"двойного завихрения". Уникальная конструкция внутренней части резервуара обеспечивает создание потока, который стимулирует образование двойного завихрения, которое в свою очередь будет стимулировать флотацию и разделение фаз в резервуаре посредством чего обеспечивается очень эффективное разделение. Стенка в форме усеченного конуса в сообщении с тангенциально расположенным входом вынуждает входящую текучую среду образовать поток завихрения в верхней части резервуара. Кроме того, стенка в форме усеченного конуса открыта сверху, обеспечивая сообщения между верхней частью и нижней частью резервуара. Отверстие гарантирует, что поток завихрения также образуется в нижней части резервуара. Кроме того, отверстие обеспечивает возможность нефти и газу накапливаться в верхней части резервуара и водной фазе стекать вниз в нижнюю часть резервуара. В контексте настоящего изобретения термин "скважинная текучая среда" должен быть понят в широком смысле, как общий термин, показывающий, что текучая среда присутствует в обрабатывающей установке, связанной с обработкой потока из скважины из устья скважины. Скважинная текучая среда, с одной стороны, содержит основной поток из скважины у устья скважины, и с другой стороны, также содержит поток воды, отделенный от такого потока из скважины. Настоящий резервуар для разделения текучей среды особенно эффективен при очистке потока воды, так чтобы вода могла быть выпущена в окружающую среду в очищенном состоянии. Второе отверстие в стенке в форме усеченного конуса служит для облегчения и повышения образования завихрения в нижней части сепаратора. Для получения наилучшего эффекта второе отверстие предпочтительно размещено на уровне входа. Для дальнейшего усовершенствования второе отверстие предпочтительно размещено в стенке в форме усеченного конуса вблизи входа, более предпочтительно таким способом, что входящий поток из входа непосредственно не входит во второе отверстие. Таким образом, предпочтительно, чтобы второе отверстие размещалось как раз перед зоной входа, так чтобы входящая текучая среда, по меньшей мере,циркулировала почти один раз (почти полный оборот) вокруг стенки в форме усеченного конуса прежде,чем она может войти во второе отверстие и нижнюю часть сепаратора. Второе отверстие может быть размещено в стенке в форме усеченного конуса таким образом, чтобы текучая среда, входящая в резервуар из входа, совершала, по меньшей мере, круговое движение на 300 в верхней части резервуара перед проходом через второе отверстие. Это расположение гарантирует, что надлежащее образование завихрения имеет место в верхней части резервуара, что в свою очередь будет обеспечивать превосходное разделение различных фракций, которые должны быть разделены во входящих текучих средах. Небольшое количество входящей смеси может неизбежно входить во второе отверстие более или менее непосредственно. Однако это не будет иметь никакого значительного воздействия на образование завихрения до тех пор, пока основная часть входящей смеси будет вынуждена двигаться вокруг стенки в форме усеченного конуса в верхней части резервуара перед входом во второе отверстие. Хотя второе отверстие может иметь любую желаемую форму, например круглую или овальную,предпочтительно, чтобы второе отверстие было, по существу, прямоугольным и чтобы высота и ширина второго отверстия имели размеры в диапазоне от 1 до 2 раз больше, чем внутренний диаметр входа. По меньшей мере один первый выход (для нефти и газа или для газа) в верхней части емкости резервуара может быть расположен так, чтобы иметь эффект выпуска. Этот эффект выпуска достигается посредством накопления давления газа в верхней части резервуара. В особенности, когда первый выход проходит на расстояние (например, 5-30 см) вниз в резервуар, газ из смеси, содержащей воду, нефть и газ, может накапливаться в пространстве в верхней части резервуара, определяемом вершиной резервуара и местоположением выходного отверстия относительно первого выхода. В таком расположении накопление давления будет иметь место посредством накопления газа, пока газ не вытеснит жидкую часть смеси в резервуаре до уровня как раз ниже выходного отверстия в первый выход. В этой точке газ и нефть будут выпущены через первый выход и выйдут из резервуара. Уровень жидкой смеси повысится выше выхода для нефти и газа, и новое накопление давления будет иметь место. Таким образом, автоматически снимается верхний слой нефти с поверхности воды в резервуаре. В зависимости от местоположения выходного отверстия относительно первого выхода накопление давления и отвод могут иметь место меньше чем за 1 с. Средство для успокаивания потока вокруг второго выхода (для воды или для нефти) может быть реализовано в виде диска с круговой периферией, помещенного по выбору горизонтально непосредственно над вторым выходом. В качестве альтернативы средство для успокаивания потока вокруг второго выхода может иметь коническую или полусферическую форму. В любом случае средство может устанавливать спокойный поток вокруг выхода воды и посредством этого улучшить эффективность резервуара. В предпочтительном варианте осуществления разделительный резервуар для скважинной текучей среды содержит удлиненный разрушитель завихрения, расположенный в нижней части резервуара и проходящий вертикально в центре резервуара. Разрушитель завихрения служит для увеличения произво-2 013254 дительности резервуара посредством воздействия на завихрение в его центре в нижней части резервуара так, чтобы он имел пониженную тенденцию образовать центр завихрения. В варианте осуществления разрушитель завихрения представляет собой стержень, который является коаксиальным с резервуаром, и предпочтительно проходит в диапазоне от 1/2 до 5/6 высоты резервуара. Стержень служит для предотвращения образования центра завихрения, зоны, свободной от воды и нефти, в центральной части сепаратора. Образование такой зоны уменьшит производительность сепаратора. В дальнейшем варианте осуществления разрушитель завихрения объединяется со средством для успокаивания потока. Сочетание может, например, осуществляться посредством закрепления стержня к диску, который помещается в горизонтальном положении над вторым выходом в нижней части резервуара, причем стержень проходит от диска вверх в резервуар. В варианте осуществления резервуара первое отверстие на верхнем конце проходящей вверх стенки в форме усеченного конуса имеет диаметр в диапазоне от 15 до 40% от внутреннего диаметра стенки резервуара. Большие или меньшие величины являются возможными, но упомянутый диапазон обеспечивает подходящее взаимодействие между потоком завихрения в верхней части резервуара и потоком завихрения в нижней части резервуара. Предпочтительно, чтобы указанный диаметр находился в диапазоне от 20 до 30% внутреннего диаметра стенки резервуара, как, например, диаметр приблизительно 25% от внутреннего диаметра стенки резервуара. При указанном диаметре 25% первое отверстие имеет больший диаметр, чем диаметр выходного отверстия в первый выход. Это дает то преимущество, что изменения в уровне жидкости в области выходного отверстия в первый выход не подавляют поток текучей среды вверх через первое отверстие. Предпочтительно второй выход размещен на большем расстоянии от проходящей вверх стенки в форме усеченного конуса, чем расстояние между стенкой в форме усеченного конуса и первым выходом. Нижняя часть резервуара, следовательно, имеет больший объем, чем верхняя часть резервуара. Этот вариант осуществления особенно подходит для обработки потока скважинной текучей среды, имеющего высокое содержание воды. Для увеличения производительности резервуар предпочтительно имеет первый выход, коаксиальный с первым отверстием. Первый выход может быть размещен на стороне вершины резервуара, но центральное местоположение и вертикальная протяженность, полученные, когда первый выход является коаксиальным с первым отверстием, приводит в результате к более равномерному потоку завихрения в верхней части резервуара и до некоторой степени также в нижней части, поскольку два потока завихрения влияют друг на друга. Когда резервуар снабжен разрушителем завихрения в виде стержня, равномерность потока завихрения может быть повышена главным образом в нижней части резервуара и до некоторой степени также в верхней части резервуара посредством размещения стержня так, чтобы он был коаксиальным с первым отверстием. Предпочтительно первое отверстие и первый выход и второй выход являются коаксиальными. Это коаксиальное местоположение обоих выходов и первого отверстия действует вместе с круглой цилиндрической стенкой резервуара для создания очень эффективных потоков завихрений в резервуаре. В дальнейшем варианте осуществления резервуар дополнительно содержит средство для введения газа, предусмотренное в тангенциально расположенном входе, посредством чего газ вводится во входящую текучую среду в резервуар. Впоследствии газ образует маленькие пузырьки в текучей среде, которые стимулируют разделение. Газ, используемый для введения газа, может быть любым газом, подходящим для образования пузырьков в текучей среде, например СО 2, азот или газ на основе углеводородов, и предпочтительно газ представляет собой рециркулирующий газ из разделения вода/нефть/газ. Количество добавленного газа типично находится в диапазоне от 0,02 до 0,2 ст.м 3 на 1 м 3 текучей среды. Величины в диапазоне от 0,05 до 0,18 ст.м 3 на 1 м 3 текучей среды являются предпочтительными, но более высокие величины количества добавляемого газа могут также быть использованы, как, например, количество вплоть до 0,3 ст.м 3 на 1 м 3 текучей среды. Ст.м 3 представляет собой стандартные кубометры газообразной среды. Ст.м 3 стандартизирован для морского месторождения (объем сухого газа при 15,6 С и давлении 101,325 кПа). Использование газа из внешнего источника имеет ряд недостатков. Подача газа должна поддерживаться, и газ до определенной степени потребляется так, что новые подачи газа должны быть получены в промежутках. Установки после разделительного резервуара для текучей среды, должны обрабатывать дополнительный поток, создаваемый добавляемым газом. В предпочтительном варианте осуществления источником газа для средства для введения газа является газовая зона, образованная в верхней части емкости резервуара. Газ, отделенный от входящей текучей среды, впоследствии используется, как источник газа, который должен быть добавлен во входящую текучую среду, и таким образом экономится подача внешнего газа. В еще более предпочтительном варианте осуществления зона газа в верхней части резервуара является единственным источником газа для средства для введения газа. Это делает возможным полностью обходиться без установки внешних подач газа, и резервуар таким образом имеет более простую конструкцию. В дополнительном варианте осуществления трубопровод из газовой зоны в верхней части резервуа-3 013254 ра соединен с инжектором на входе в тот же самый резервуар. Инжектор имеет то преимущество, что в нем нет движущихся частей и таким образом имеет высокую надежность. Надежность резервуара, как такового, следовательно, улучшается по сравнению с вариантом осуществления, использующим внешнюю подачу газа, также потому, что текучая среда, как, например, пластовая вода, автоматически обеспечивает подачу газа. В еще одном варианте осуществления трубопровод из газовой зоны в верхней части резервуара находится в открытом непосредственном сообщении инжектором на входе в тот же самый резервуар в процессе работы резервуара. Следовательно, в указанном трубопроводе нет насоса. Расходомер может быть предусмотрен в трубопроводе, но это не должно предотвращать открытого непосредственного соединения по потоку. Средство для введения газа, реализованное таким способом, является полностью самоподдерживающимся и автоматически работающим с очень высокой надежностью. Согласно изобретению создан также способ разделения скважинной текучей среды, включающей воду, нефть и газ, осуществляемый с использованием соединенных между собой вышеописанных разделительных резервуаров и содержащий следующие стадии: а) подача разделяемой скважинной текучей среды через тангенциально расположенный вход первого разделительного резервуара, создавая завихренный поток текучей среды в верхней части емкости этого резервуара над стенкой в форме усеченного конуса, завихренный поток текучей среды в нижней части емкости этого резервуара под указанной стенкой и направленный вверх поток нефти и газа через первое отверстие в указанной стенке; б) отбор потока нефти и газа по меньшей мере из одного первого выхода вверху первого резервуара и дальнейшее разделение потока нефти и газа во втором резервуаре для получения потока нефти по меньшей мере через один второй выход второго резервуара и первого потока газа по меньшей мере через один первый выход второго резервуара; в) отбор первого потока воды по меньшей мере через один второй выход первого резервуара и подачу этого потока через тангенциально расположенный вход в третий резервуар для отделения нефти и газа от указанного потока воды, создавая завихренный поток в верхней части емкости третьего резервуара над стенкой в форме усеченного конуса, завихренный поток в нижней части емкости третьего резервуара под указанной стенкой и направленный вверх поток газа через первое отверстие в указанной стенке; г) отбор потока очищенной воды по меньшей мере через один второй выход в нижней части емкости третьего резервуара. Способ обеспечивает возможность отделения потока очищенной воды от других компонентов скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, и поток очищенной воды имеет высокую степень очистки. Нефтяная фаза и газовая фаза могут быть выгружены для использования или дальнейшей обработки, и поток очищенной воды может быть возвращен в окружающую среду, например в море или в пласт. Способ в соответствии с настоящим изобретением является выгодным в нескольких аспектах. Резервуары для скважинной текучей среды, используемые в способе, не имеют движущихся частей и являются очень прочными при обработке текучей среды различных составов. Способ является эффективным при очистке воды также, когда текучая среда, находящаяся в стволе скважины, содержит большое содержание воды. Способ, следовательно, хорошо подходит для продолжения продуктивной жизни разрабатываемых нефтяных и газовых месторождений, где содержание воды является высоким в потоке текучей среды из устья скважины, типично потому, что вода вводилась в пласт в течение многих лет, во время добычи нефти. В предпочтительном варианте осуществления способа текучую среду или жидкость в первом резервуаре, и/или втором резервуаре, и/или третьем резервуаре уже подвергали введению газа выше по потоку, чем входное отверстие в резервуар. Таким образом, введение газа может быть применено только в одном из резервуаров, в двух из резервуаров или во всех резервуарах. Введенный газ облегчает процесс флотации, отделяющий воду от газа. Поскольку наилучшие результаты достигаются, когда газ диспергируется в текучей среде, как маленькие пузырьки, предпочтительно, чтобы газ вводился в текучую среду во входном канале через устройство сопла, размещенное только на коротком расстоянии от входного отверстия, для предотвращения объединения маленьких пузырьков газа, чтобы образовать большие пузырьки газа, которые не имеют той же самой эффективности. Введение газа предпочтительно осуществляется на входе в резервуар и более предпочтительно средство для введения газа размещается во входной трубе в тесной близости к входному отверстию, например от 5 до 50 см от входного отверстия. Сопло или сопла для введения могут в этом случае быть кольцеобразной формы. Водимый газ представляет собой по выбору рециркулирующий газ из процесса разделения, например природный газ. Однако газ может также быть азотом, двуокисью углерода или смесью газов. Согласно изобретению осуществлено применение по меньшей мере двух, соединенных последовательно и/или параллельно вышеописанных разделительных резервуаров для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ. Способ соединения резервуаров зависит от конкретной ситуации. В любом случае, это может быть предметом обсуждения для специалиста в этой области техники. Резервуары в соответствии с изобрете-4 013254 нием используются для разделения текучей среды из устья скважины на нефть и газ, и типично текучая среда, подаваемая в резервуары, является богатым водой потоком отходов, отделенным от потока из скважины, подаваемого из устья скважины. Такое первоначальное разделение на фазу нефть/газ и водную фазу может произойти на одной или более стадий разделения. Резервуар или резервуары могут, например, быть использованы на промежуточной стадии очистки потока воды, содержащего малые количества нефти и газа, или, например, быть использованы на окончательной стадии очистки такого потока воды, или резервуар может быть использован на основном потоке из устья скважины, предпочтительно,когда значительная часть этого потока представляет собой воду, или на части этого потока, и возможно,на части этого потока из другого сепаратора. В любом случае вода, нефть и газ могут происходить из устья скважины и, как таковые, в настоящем контексте рассматриваются как текучие среды независимо от того, где в производственном оборудовании сепаратор фактически используется, чтобы разделить поток текучей среды. В последующем иллюстративные, не ограничительные примеры вариантов осуществления изобретения будут описаны более подробно со ссылкой на чисто схематические чертежи, на которых изображено следующее: фиг. 1 схематически изображает вариант осуществления разделительного резервуара для скважинной текучей среды в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 2 изображает разделительный резервуар по фиг. 1 на виде сверху в поперечном сечении по линии II-II; фиг. 3 - другой вариант осуществления в соответствии с настоящим изобретением; фиг. 4 - три разделительных резервуара в соответствии с изобретением, используемых для разделения текучей среды, содержащей нефть, газ и воду; фиг. 5 - последовательно соединенные разделительные резервуары в соответствии с изобретением; фиг. 6 - параллельно соединенные разделительные резервуары в соответствии с изобретением. Вариант осуществления, иллюстрированный на фиг. 1, разделительного резервуара 1 для скважинной текучей среды в соответствии с изобретением представляет собой, по существу, цилиндрический резервуар с тангенциально расположенным входом 2 для текучей среды, как, например, смеси, содержащей воду, нефть и газ. Вход 2 проходит до входного отверстия в стенке резервуара. Резервуар 1 дополнительно содержит первый выход 4 вверху резервуара и второй выход 3 внизу резервуара. Первый выход типично предназначен для текучей среды, имеющей меньшую плотность, чем текучая среда, отбираемая через второй выход. Второй выход 3 может, например, быть для воды, и первый выход 4 может, например, быть для нефти/газа. Смесь текучей среды, находящейся в стволе скважины, из воды, нефти и газа может происходить из потока текучей среды из устья скважины, или она может происходить из бокового потока из потока текучей среды, или из потока, отделенного от любого из подобных потоков. Непосредственно ниже уровня входа 2 прикреплена стенка 5 в форме усеченного конуса, проходящая вверх и делящая резервуар на верхнюю часть 6 и нижнюю часть 7. Стенка 5 имеет первое отверстие 8 на верхнем конце для обеспечения сообщения между верхней частью 6 и нижней частью 7 резервуара 1. Угол, обозначенный изогнутой стрелкой 9, между вертикальной боковой стенкой резервуара 1 и верхней стороной стенки 5 находится в диапазоне между 15 и 70, предпочтительно между 20 и 50. Это выражает наклон стенки 5 в форме усеченного конуса. Стенка 5 помимо первого отверстия 8 оборудована вторым отверстием 10 на уровне входа 2. Как показано, второе отверстие 10 размещено в стенке 5 таким образом, что жидкость, входящая в отстойный резервуар 1 из входа 2, будет вращаться приблизительно на 300 вокруг верхней части стенки 5 в форме усеченного конуса в верхней части 6 резервуара перед проходом через второе отверстие 10 в нижней части резервуара 7. Тангенциальный вход 2 в сочетании с цилиндрической стенкой резервуара 1 обеспечивает образование потока завихрения в верхней части резервуара и потока завихрения в нижней части резервуара. Однако поток завихрения может образовать центр завихрения в центре резервуара, причем этот центр свободен от жидкой смеси. Образование центра завихрения является нежелательным в связи с пониженной производительностью. Оказалось, что образования центра завихрения можно избежать посредством помещения удлиненной детали, как, например, простирающегося в вертикальном направлении стержня 11 в центре резервуара 1. Стержень 11 проходит приблизительно на 2/3 высоты резервуара в резервуар от нижней поверхности резервуара, где стержень прикрепляется к конической детали 12, которая покрывает второй выход 3, если смотреть сверху, и таким образом представляет собой средство для успокаивания потока вокруг второго выхода. Коническая деталь 12 может, например, быть прикреплена к стенке резервуара 1 посредством использования двух или более плоских полос. Также стержень 11 может быть прикреплен к стенке резервуара или к стенке 5 посредством нескольких плоских полос или других опорных или крепежных деталей, как, например, металла круглого сечения. Как указано на фиг. 1 второй выход 3 оборудован вентилем 13. Посредством регулирования этого вентиля 13 накопление давления посредством газа, высвобождаемого из смеси в резервуаре, может быть отрегулировано. Газ, высвобождаемый из смеси, собирается в верхней части резервуара 6. Чем больше газа собирается, тем выше становится давление. Поскольку давление газа увеличивается, газ вытесняет-5 013254 жидкую смесь в резервуаре 1. Когда собранный газ вытеснит жидкую смесь до уровня ниже выходного отверстия 14 до первого выхода 4, газ и нефть выпускаются из резервуара через выход 4 благодаря давлению газа. Как показано на фиг. 1, первый выход 4 представляет собой трубу, проходящую вниз в верхнюю часть резервуара к выходному отверстию 14, которое размещено на расстоянии А ниже вершины резервуара. Первое отверстие 8 в стенке 5 открыто по направлению вверх в верхнюю часть резервуара, причем верхняя часть резервуара ограничивается снизу верхней стороной стенки 5. Первое отверстие 8 размещено у центральной линии С резервуара 1 и предпочтительно коаксиально с ней. Цилиндрическая стенка резервуара 1 проходит параллельно с центральной линией С между изогнутым нижним концом резервуара. Стержень 11 также является коаксиальным с центральной линией С, и первый выход простирается коаксиально с центральной линией С. Первое отверстие 8, следовательно, размещается напротив выходного отверстия 14 и имеет больший диаметр, чем выходное отверстие 14. Фиг. 2 иллюстрирует поперечное сечение резервуара 1 по линии II-II на фиг. 1. Подача входящей текучей среды, находящейся в стволе скважины, входит в резервуар 1 через тангенциально расположенный вход 2, и, по существу, вся подача циркулирует вокруг стенки 5 с первым отверстием 8 вверху стенки 5 перед тем, как она может войти через отверстие 10. Угол 15 находится предпочтительно в диапазоне 20-30, более предпочтительно 25. Угол 16, определяющий горизонтальное протяжение отверстия 10,находится предпочтительно в диапазоне 30-40, более предпочтительно в диапазоне 35. Газ может быть введен в текучую среду, протекающую через вход 2. В одном варианте осуществления (не показанном) газ, как, например, азот или топливный газ, подается на вход 2 из внешнего источника. В предпочтительном варианте осуществления, иллюстрированном на фиг. 3, газ отбирается из зоны 101 газа в верхней части 6 резервуара. Газ протекает из зоны 101 газа через трубопровод 102 и в эжектор 103, установленный на входе 2 в резервуар 1. Эжектор реализован, как часть трубопровода, имеющая короткую длину и имеющая меньшую площадь поперечного сечения, чем примыкающие части трубопровода, образующие вход 2. В связи с уменьшенной площадью скорость становится выше в потоке текучей среды через эжектор, чем в примыкающих частях входа, и в результате этого давление текучей среды в эжекторе является относительно низким, так что газ всасывается из трубопровода 102 в текучую среду, протекающую через эжектор. Трубопровод 102 снабжен расходомером 104 или датчиком потока, который не предотвращает открытого прямого сообщения эжектора по потоку с газовой зоной 101, когда работает отстойный резервуар. Зона 101 газа также сообщена с трубопроводом 105 для выхода газа, снабженным компрессором 106 для повышения давления выходящего газа. В варианте осуществления, иллюстрированном на фиг. 3,средство для введения газа на вход в резервуар является полностью самоподдерживающимся и автоматически действующим. Вариант осуществления по фиг. 3 имеет дополнительное преимущество в том, что газовая установка находится в равновесии по потоку в том смысле, что избыточный газ, отбираемый через трубопровод 105 для выхода газа, соответствует разности между газом, поданным с потоком текучей среды через вход 2, и газом, выходящим через первый выход 4. Поток газа в резервуар является большим и предпочтительно значительно большим, как, например, по меньшей мере на 50% большим или на 100% большим,чем суммарный выход газа из первого выхода 4 и трубопровода 105 для выхода газа. В другом варианте осуществления введение газа осуществляется во вход в резервуар, и средство для введения газа размещено во входной трубе в тесной близости к входу. Сопло для введения может в этом случае быть в форме кольца. Резервуар в соответствии с изобретением обычно работает при давлении, при котором текучая среда выходит из устья скважины, однако, давление может также быть повышено или понижено перед входом в резервуар с использованием известных процедур. Резервуар может работать при давлении, соответствующем атмосферному давлению, и выше. Размеры резервуара могут быть выбраны в зависимости от количеств текучей среды, которая должна быть обработана. При работе было обнаружено, что время пребывания в резервуаре для текучей среды, которая должна быть обработана, должно составлять от приблизительно 20 с и выше, предпочтительно время пребывания находится в диапазоне от 20 до 300 с, более предпочтительно от 25 до 240 с. Для резервуара в соответствии с изобретением эффективный объем разделения может быть рассчитан, как объем пространства, ограниченного резервуаром и высотой жидкости в резервуаре. На основе времени пребывания производительность резервуара может быть рассчитана, например, резервуар с эффективным объемом разделения 1 м 3 и временем пребывания для жидкости приблизительно 30 с имеет производительность при обработке приблизительно 100 м 3 текучей среды в час. Отношение высоты к диаметру резервуара может быть выбрано в пределах широких ограничений,предпочтительно в диапазоне от 1:1 до 4:1, более предпочтительно от 1:1 до 2:1, но резервуар также может иметь высоту большую, чем четыре диаметра. Специалист в данной области техники легко осуществит выбор материалов, используемых для создания резервуара, на основе фактических условий, как, например, количества жидкости, которая должна-6 013254 быть обработана, состав указанной жидкости, выбранное давление, температура жидкости и присутствие возможно коррозионных химикатов в любой из фаз смеси. В течение работы скорость, с которой разделенные фазы извлекаются (отводятся) через соответствующие выходы, определяется тем, где поверхности раздела между газом и нефтью или газом и водой,нефтью и водой, и водой и возможными твердыми частицами расположены в резервуаре. Специалист в данной области техники оценит, как отрегулировать скорость отвода через соответствующие выходы так, чтобы было достигнуто оптимальное разделение. В связи со способом создания резервуара в соответствии с изобретением со всеми поверхностями,вертикальными или имеющими крутой наклон, за исключением направляющей лопасти и разрушителя завихрения, и отсутствием узких проходов в резервуаре, в резервуаре отсутствует место, которое подвержено забиванию или осаждению твердых материалов. Поэтому разделение текучей среды, на производственном оборудовании у устья скважины может осуществляться, по существу, непрерывно без потребности в техническом обслуживании резервуара или только с минимальной потребностью. Дополнительное техническое обслуживание, которое является необходимым, даже если оно является нечастым, может быть легко осуществлено в связи с хорошо продуманной конструкцией разделительного резервуара. Таким образом, разделение текучей среды у устья скважины или в потоке из скважины в соответствии с изобретением имеет значительную надежность, то есть оно может производиться в небольшом количестве, которое может потребоваться для технического обслуживания, которое легко осуществимо. Высокая производительность в сочетании с минимальными требованиями к пространству и надежностью разделительного резервуара в соответствии с изобретением делает его особенно подходящим для использования в морских установках, как, например, платформах для добычи нефти и газа. Кроме того,он также хорошо подходит для использования при добыче нефти и газа, размещенной на дне моря, потому что при таком местоположении ограничения в пространстве могут быть даже более строгими, чем в традиционных платформах для добычи нефти и газа, и производительность по ремонту может быть меньшей. Резервуар очень полезен при добыче нефти и газа как на берегу, так и в море. Далее изобретение будет дополнительно иллюстрировано посредством примеров, которые не должны рассматриваться как ограничивающие изобретение. Те же самые номера ссылок, как и выше,использованы для указания тех же самых деталей, однако, номера могут быть снабжены апострофом(ами) для того, чтобы отличить один резервуар от другого. Примеры 1. Использование трех разделительных резервуаров в соответствии с изобретением для разделения трех фаз. На фиг. 4 показано использование резервуаров для разделения потока из скважины, содержащего нефть, газ и воду. Для разделения текучей струи используются три разделительных резервуара 1, 1' и 1" в соответствии с изобретением. Первый выход 4 резервуара 1 предназначен для нефти и газа и сообщен с входом 2' резервуара 1'. Аналогично, второй выход 3 резервуара 1 предназначен для воды (с меньшими количествами нефти и газа) и сообщен с входом 2" резервуара 1". Текучая среда, отделенная от устья скважины, направляется в резервуар 1 через вход 2. В резервуаре 1 она разделяется на газовую и нефтяную фазу и водную фазу. Газовая и нефтяная фаза отбираются из резервуара 1 через первый выход 4 и направляется в резервуар 1' через вход 2'. Водная фаза (с меньшими количествами нефти и газа) направляется в резервуар 1' через вход 2'. Водная фаза (с меньшими количествами нефти и газа) отбирается из резервуара 1 через второй выход 3 и направляется в резервуар 1" через вход 2". В резервуаре 1' газовая и нефтяная фазы разделяются на газ, который выходит из резервуара 1' через первый выход 4', и нефть, которая выходит из резервуара 1' через второй выход 3'. В резервуаре 1" водная фаза разделяется на воду и нефть/газ. Нефть/газ выходит из резервуара 1" через первый выход 4", и поток очищенной воды выходит из резервуара 1" через второй выход 3". Для усовершенствования разделения в резервуаре 1" газ может быть введен во входе 2" во входящий поток текучей среды из второго выхода 3. Газ для введения может быть частью газа, извлеченного из первого выхода 4', как обозначено пунктирной линией 114. Два резервуара 1 и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим газовую зону в резервуаре с эжектором во входе 2 и входе 2" соответственно. По выбору резервуар 1' может также быть снабжен таким трубопроводом 102. Посредством описанного расположения текучая среда из устья скважины, содержащая нефть, газ и воду, очень эффективно разделяется на нефтяную фазу, газовую фазу и водную фазу, причем поток очищенной воды, выходящий из резервуара 1" через второй выход 3", содержит менее чем 10 ppm примесей. 2. Использование трех разделительных резервуаров в соответствии с изобретением, соединенных последовательно. Фиг. 5 схематически изображает три резервуара 1, 1' и 1", соединенных последовательно для разделения потока 204 из скважины из устья скважины на фазу 205 нефть/газ и водную фазу 206. Поток 204 из-7 013254 скважины может, например, быть водой, содержащей 1000 ppm примесей (газ/нефть). После обработки в резервуаре 1 поток воды в трубопроводе 207 из второго выхода 3 содержит 100 ppm примесей. Поток 207 подается на вход 2' для обработки в резервуаре 1', и поток воды в трубопроводе 208 из второго выхода 3' из резервуара 1' содержит 10 частиц на миллион примесей. Поток 208, наконец, подается на вход 2' для обработки в резервуаре 1", таким образом обеспечивая поток 206 воды из выхода 3" с менее чем 5 частиц на миллион примесей. Резервуары 1, 1' и 1" снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором на входе 2, входе 2' и входе 2" соответственно. Эта конструкция может по выбору быть использована для дальнейшей обработки потока воды из второго выхода 3" из резервуара 1" в расположении резервуара, иллюстрированном на фиг. 4 (пример 1). Фаза нефть/газ может быть разделена на нефть и газ посредством обработки в дополнительном резервуаре, как описано в примере 1. По выбору, фаза нефть/газ может быть разделена в двух или более резервуарах последовательно. 3. Использование разделительных резервуаров в соответствии с изобретением, соединенных параллельно. Фиг. 6 схематически изображает устройство, где два резервуара 1 и 1' соединены параллельно. Текучая среда, находящаяся в стволе скважины, из разделенных потоков 303 и 304 из устья скважины входит в резервуары 1 и 1' на входах 2 и 2'. Фаза нефть/газ отбирается, как 305, и водная фаза отбирается,как 306. Фаза нефть/газ и водная фаза могут быть дополнительно обработаны, как описано в примерах 1 и 2. Резервуары 1 и 1' снабжены трубопроводом 102, соединяющим зону газа в резервуаре с эжектором на входе 2 и входе 2' соответственно. Фиг. 1-6 являются только схематическими, и устройства могут содержать дополнительное оборудование, обычно используемое в добыче нефти и газа, как, например, вентили, насосы, компрессоры, дополнительные трубопроводы, которые исключены для упрощения. Однако устройство, описанное выше,может легко быть приспособлено для конкретного использования специалистом в этой области техники. Кроме того, очевидно, что резервуары для разделения текучей среды, находящейся в стволе скважины, в соответствии с изобретением могут быть использованы в сочетании с любым желаемым расположением, например последовательно и/или параллельно. Отстойные резервуары для текучей среды,находящейся в стволе скважины, и способ и использование в соответствии c настоящим изобретением могут быть модифицированы в пределах объема прилагаемых пунктов формулы изобретения. Подробности различных вариантов осуществления могут объединяться в новые варианты осуществления в пределах объема пунктов формулы изобретения. Например, возможно снабдить отдельный резервуар двумя или более первыми выходами, и/или двумя или более вторыми выходами, и/или двумя или более входами. Первый выход может быть снабжен вентилем, и как первый выход, так и второй выход могут быть снабжены вентилем. Первый выход и/или второй выход могут быть установлены в других местоположениях, чем коаксиально с центральной линией С, как, например, параллельно с центральной линией С, но на расстоянии от центральной линии. Инжектор, используемый на входе, может быть заменен другим смесительным устройством для смешения газа и текучей среды, или смесительным устройством на входе в сочетании с насосом в трубопроводе 102 для отвода газа из зоны газа. Такие варианты осуществления являются, однако, менее благоприятными, потому что они являются более сложными и не подобными варианту осуществления по фиг. 3 автоматической саморегулирующейся установки, которая является независимой от внешних подач и не имеет движущихся частей. Установка, показанная на фиг. 3, для отбора газа из газовой зоны 101 в верхней части 9 резервуара и подачи газа на вход того же самого резервуара может быть использована также в соединении с разделительными резервуарами других конструкций, чем конструкция, иллюстрированная на фиг. 1 и 2 и заявленная в п.1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Разделительный резервуар для разделения скважинной текучей среды, содержащей воду, нефть и газ, содержащий, по существу, цилиндрическую вертикальную емкость, имеющую верхнюю часть и нижнюю часть, отделенные друг от друга посредством стенки в форме усеченного конуса, вход для разделяемой текучей среды, тангенциально расположенный в верхней части емкости, по меньшей мере один первый выход преимущественно для нефти и газа, расположенный в верхней части емкости над стенкой в форме усеченного конуса, по меньшей мере один второй выход преимущественно для воды, расположенный в нижней части емкости, и средство для успокаивания потока вокруг второго выхода, причем стенка в форме усеченного конуса на ее верхнем конце, имеющем меньший диаметр по сравнению с ее нижним основанием, имеет первое отверстие для сообщения между верхней и нижней частями емкости,прикреплена к стенке емкости своим нижним основанием под входным отверстием и имеет второе отверстие для прохода разделяемой текучей среды, размещенное на уровне входа для разделяемой текучей среды, причем стенка в форме усеченного конуса имеет такой наклон, что угол между стенкой емкости и стенкой в форме усеченного конуса в верхней части емкости находится в диапазоне между 15 и 70.-8 013254 2. Резервуар по п.1, в котором второе отверстие размещено в стенке в форме усеченного конуса вблизи входа для разделяемой текучей среды предпочтительно таким образом, чтобы входящий поток текучей среды непосредственно не входил во второе отверстие. 3. Резервуар по п.1 или 2, в котором второе отверстие размещено в стенке в форме усеченного конуса так, чтобы текучая среда, входящая в емкость, совершала, по существу, круговое движение по меньшей мере на 300 в верхней части емкости перед проходом через второе отверстие. 4. Резервуар по любому из пп.1-3, в котором высота и ширина второго отверстия имеют размеры,соответственно превышающие в 1-2 раза внутренний диаметр входа для разделяемой текучей среды. 5. Резервуар по любому из предыдущих пунктов, который содержит удлиненный разрушитель завихрения, размещенный в нижней части емкости и проходящий вертикально в центре емкости. 6. Резервуар по п.5, в котором разрушитель завихрения представляет собой стержень, расположенный в емкости коаксиально и предпочтительно проходящий в диапазоне от 1/2 до 5/6 высоты емкости. 7. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, в котором первое отверстие имеет диаметр в диапазоне от 15 до 40% от внутреннего диаметра стенки емкости, предпочтительно в диапазоне от 20 до 30% от внутреннего диаметра стенки емкости, наиболее предпочтительно 25% от внутреннего диаметра стенки емкости. 8. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, в котором второй выход размещен на большем расстоянии от стенки в форме усеченного конуса, чем расстояние между указанной стенкой и первым выходом. 9. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, в котором первый выход расположен коаксиально с первым отверстием. 10. Резервуар по п.6, в котором стержень расположен коаксиально с первым отверстием. 11. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, в котором первое отверстие и первый и второй выходы расположены коаксиально. 12. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, в котором первое отверстие в стенке в форме усеченного конуса открыто по направлению вверх в верхнюю часть емкости, причем верхняя часть емкости снизу ограничена нижним основанием указанной стенки. 13. Резервуар по любому из предшествующих пунктов, дополнительно содержащий средство для введения газа в емкость, предпочтительно расположенное в тангенциально расположенном входе. 14. Резервуар по п.13, в котором источник газа для средства для введения газа образован газовой зоной в верхней части емкости. 15. Резервуар по п.14, в котором указанная газовая зона является единственным источником газа для средства для введения газа. 16. Резервуар по п.14 или 15, в котором средство для введения газа выполнено в виде инжектора,соединенного с газовой зоной через трубопровод. 17. Резервуар по п.16, в котором трубопровод из газовой зоны в верхней части емкости находится в открытом непосредственном сообщении с инжектором в процессе работы резервуара. 18. Способ разделения скважинной текучей среды, включающей воду, нефть и газ, осуществляемый с использованием соединенных между собой разделительных резервуаров, выполненных по любому из пп.1-17, содержащий следующие стадии: а) подачу разделяемой скважинной текучей среды через тангенциально расположенный вход первого разделительного резервуара с созданием завихренного потока текучей среды в верхней части емкости этого резервуара над стенкой в форме усеченного конуса, завихренного потока текучей среды в нижней части емкости этого резервуара под указанной стенкой и направленного вверх потока нефти и газа через первое отверстие в указанной стенке; б) отбор потока нефти и газа по меньшей мере из одного первого выхода вверху первого резервуара и дальнейшее разделение потока нефти и газа во втором резервуаре для получения потока нефти по меньшей мере через один второй выход второго резервуара и первого потока газа по меньшей мере через один первый выход второго резервуара; в) отбор первого потока воды по меньшей мере через один второй выход первого резервуара и подачу этого потока через тангенциально расположенный вход в третий резервуар для отделения нефти и газа от указанного потока воды, с созданием завихренного потока в верхней части емкости третьего резервуара над стенкой в форме усеченного конуса, завихренного потока в нижней части емкости третьего резервуара под указанной стенкой и направленного вверх потока газа через первое отверстие в указанной стенке; г) отбор потока очищенной воды по меньшей мере через один второй выход в нижней части емкости третьего резервуара. 19. Способ по п.18, в котором осуществляют введение газа в жидкость в первом резервуаре, и/или втором резервуаре, и/или третьем резервуаре перед входным отверстием в резервуар. 20. Применение по меньшей мере двух соединенных последовательно и/или параллельно разделительных резервуаров, выполненных по любому из пп.1-17, для разделения скважинной текучей среды,содержащей воду, нефть и газ.