EA011539B1 - Система для энергоснабжения подводных установок - Google Patents
Система для энергоснабжения подводных установок Download PDFInfo
- Publication number
- EA011539B1 EA011539B1 EA200701266A EA200701266A EA011539B1 EA 011539 B1 EA011539 B1 EA 011539B1 EA 200701266 A EA200701266 A EA 200701266A EA 200701266 A EA200701266 A EA 200701266A EA 011539 B1 EA011539 B1 EA 011539B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pipeline
- circuit
- cables
- power supply
- power
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 13
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 7
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 claims description 9
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims description 4
- 239000002689 soil Substances 0.000 claims description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims 1
- 230000001627 detrimental effect Effects 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 11
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 4
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000004065 semiconductor Substances 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000003223 protective agent Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L1/00—Laying or reclaiming pipes; Repairing or joining pipes on or under water
- F16L1/12—Laying or reclaiming pipes on or under water
- F16L1/123—Devices for the protection of pipes under water
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L53/00—Heating of pipes or pipe systems; Cooling of pipes or pipe systems
- F16L53/30—Heating of pipes or pipe systems
- F16L53/35—Ohmic-resistance heating
- F16L53/37—Ohmic-resistance heating the heating current flowing directly through the pipe to be heated
-
- H—ELECTRICITY
- H05—ELECTRIC TECHNIQUES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- H05B—ELECTRIC HEATING; ELECTRIC LIGHT SOURCES NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; CIRCUIT ARRANGEMENTS FOR ELECTRIC LIGHT SOURCES, IN GENERAL
- H05B3/00—Ohmic-resistance heating
- H05B3/40—Heating elements having the shape of rods or tubes
- H05B3/54—Heating elements having the shape of rods or tubes flexible
- H05B3/58—Heating hoses; Heating collars
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Система для энергоснабжения подводных установок и оборудования по производству углеводородов, содержащая предпочтительно теплоизолированный трубопровод (10), внутри которого возможно образование нежелательных гидратов или осаждение парафина, и электрические силовые кабели (12, 31), предназначенные для прямого электрического нагрева трубопровода (10) и имеющие электрическое соединение (36) в окружающем море на каждом конце кабеля питания. Кроме того, силовой кабель (12) дополнительно выполнен с обеспечением подачи по второй цепи трехфазного питания к электродвигателю, находящемуся в узле (11) подводной установки, соединенном с трубопроводом (10), и имеются средства (18, 19) переключения, выполненные с обеспечением возможности образования тремя проводниками (28), образующими силовые кабели (12), параллельных проводников во второй цепи, причем силовые кабели (12, 31) подают энергию для прямого нагрева трубопровода (10).
Description
Настоящее изобретение относится к системе для энергоснабжения подводных установок и оборудования по разработке нефтяных месторождений. Предпочтительно система содержит термоизолированный трубопровод, внутри которого могут возникнуть образования вредных гидратов или накапливаться парафиновые осаждения и где кабели электропитания соединены с каждым концом трубопровода для прямого электронагрева трубопровода. В местах соединения (соединений) кабеля трубопровод может предпочтительно иметь электрическое соединение, выполненное в морском дне и/или окружающем водном пространстве.
Разработка нефтяных месторождений в открытом море выполняется на все большей глубине и все больше отдаляется от берега. В другом виде разработки месторождений в большей степени используются автономные скважины в подводной системе. Автономные скважины остаются на морском дне и управляются с удаленной платформы или других средств обслуживания через системы трубопроводов, проложенных по дну моря. Некоторые из этих трубопроводов лежат на дне моря на больших глубинах, например глубже 300 м, где температура морской воды, окружающей трубопровод, составляет порядка 4°С. Вместе с углеводородами добывается вода, и при выпуске из нефтяной скважины углеводороды, добытые вместе с водой, имеют высокую температуру. При транспортировке по морскому дну углеводороды охлаждаются. Во время этого охлаждения возникает определенное явление, влияющее на поток, проходящий через трубопровод. Углеводороды становятся вязкими, и при понижении температуры углеводородов на внутренней стенке трубопровода осаждается парафиновый воск. Газообразный углеводород, подвергшийся воздействию давления, в соединении с водой при низких температурах образует твердое вещество, называемое гидратом. Гидраты могут забивать трубопровод, и такие пробки часто трудно удалять. Как показывает опыт, в глубоких водах обычные способы удаления гидратных пробок из трубопроводов пониженного давления не являются эффективными. Высокое давление в трубопроводе и неоднородная топография морского дна требует больших затрат времени и могут вызвать отдельные эксплуатационные проблемы, а также являются дорогостоящими вследствие потерь производственного времени.
Проблема, связанная с низкими температурами в погруженных трубопроводах, решалась ранее путем размещения вокруг трубопровода термоизоляции. Однако для ряда трубопроводов такая термоизоляция не является эффективной из-за длины трубопроводов. Повышенные скорости потока, проходящего через трубопроводы, способствуют минимизации снижения температуры текучей среды, а также оказывают влияние на другие факторы. Проблемы, имеющие отношение к потере тепла из трубопровода, становятся ощутимее при добыче концевой фракции нефтепродукта из нефтяного пласта, поскольку на этой стадии ресурса скважины нефтеотдача часто падает. Проблемы становятся особенно ощутимыми, когда трубопровод должен закрыться на длительный период. В частности, это может, например, случиться во время работы на скважине или на средстве обслуживания, принимающем текучие среды из трубопровода. Стоимость термоизоляции для предотвращения охлаждения трубопровода при таких условиях может быть чрезмерно высокой.
Как правило, разработка месторождения развивается в направлении размещения большего количества оборудования, предварительно помещенного на палубе платформы (верхней поверхности) или на береговом предприятии, на дне моря. Двигатели для нагнетания воды представляют собой один из вариантов установок, предпочтительных для установки на дне моря в сочетании с опорной плитой для бурения. Давления в скважинах поддерживает насос для нагнетания воды. Целью размещения двигателя для нагнетания воды на морском дне является предотвращение транспортировки добываемой воды к верхней поверхности и возвращение ее обратно вниз, опять в нефтяной пласт. Следовательно, можно уменьшить как размеры, так и количество трубопроводов.
Между тем, из ОТС-документов, ОТС 15189, представленных на конференции по морским технологиям в США в Хьюстоне в 2003, г. известен прямой электрический нагрев (ОЕН) трубопроводов с целью предотвращения образования гидратов. Прямой электрический нагрев основан на главном принципе использования переменного электрического тока в металлическом проводнике для образования тепла. В системе прямого электрического нагрева труба, которая должна нагреваться, является активным проводником тока в однофазной цепи, образованной кабелями электропитания и самой трубой. Поскольку труба на обоих концах электрически заземлена в море (земной потенциал), для эффективности системы важно, чтобы кабели электропитания были расположены близко к трубе. Потенциал в кабеле уменьшается от общего потенциала на верхней поверхности платформы до нулевого потенциала в местах заземления, выполненных в морском дне.
Более того, известно расположение двигателя для нагнетания воды и насоса на дне моря на опорной плите для бурения для откачки пластовой воды обратно в нефтяной пласт. Такой двигатель для нагнетания воды требует трехфазного электропитания и как можно более симметричную конфигурацию кабеля. Энергия поставляется от платформы.
Цель изобретения состоит в том, чтобы предложить решение, сочетающее эти два независимых требования для того, чтобы упростить конструкцию питающей энергосети и конструкцию трубопровода.
Цель изобретения достигается путем применения системы, описанной далее в приложенной формуле изобретения.
- 1 011539
Настоящее изобретение относится к способу объединения кабельных систем, предназначенных для подачи электроэнергии, в две разные системы путем выбора формы переключения, позволяющей переключение между однофазной конфигурацией, предназначенной для выполнения прямого электрического нагрева, и трехфазной конфигурацией, предназначенной для работы двигателя для насоса по нагнетанию воды. Решение сталкивается со специфическими требованиями, предъявляемыми к прямому электрическому нагреву, как с точки зрения конфигурации, так и с точки зрения конструкции кабеля, так как кабель, предназначенный для прямого электрического нагрева, либо расходится на три параллельных кабеля, либо три проводника, покрытых общей оболочкой. Кабель механически защищен при помощи защитного профиля или защитного слоя гравия, либо траншеи, проложенной в морском дне. Предложенное решение будет представлять большую экономию ввиду более эффективной установки и укороченной длины необходимых кабелей.
Как показывает практика, насос для нагнетания воды обычно находится в непрерывном рабочем режиме во время производства углеводородов, в то время как прямой электрический нагрев в принципе используется только во время остановки и прекращения производства углеводородов. Следовательно, две системы будут взаимозависимы. Поскольку временная константа для системы нагнетания воды велика, насос для нагнетания воды может не работать во время электрического нагрева трубопровода.
Ниже изобретение описано более подробно со ссылкой на чертежи, на которых фиг. 1 схематически изображает инфраструктуру известного уровня техники, снабженную системой, предназначенной для прямого электрического нагрева трубопровода, транспортирующего нефть и проходящего между двумя платформами;
фиг. 2 - схему цепи, в которой используются принципы согласно настоящему изобретению;
фиг. ЗА - разрез по линии А-А, показанной на фиг. 1, трубопровода с кабелем, уложенным на трубопроводе и покрытым защитным средством; и фиг. ЗВ - разрез трубопровода с кабелем, расположенным вдоль одной стороны трубопровода и покрытым защитным слоем почвы или гравия.
Фиг. 1 схематически изображает обычную область разработки месторождений, содержащую две платформы А, В, при этом трубопровод 10 расположен на дне моря, проходя между двумя платформами А, В. Как показано на чертеже, часть трубопровода, лежащая на дне моря, имеет участок 32 на каждом конце, и промежуточный участок 33, который нужно нагревать. Стояк 34 проходит от дна моря на каждом конечном участке 32 вертикально вверх к палубам 35 платформ А, В. Ток высокого напряжения поставляется от источника 13 электроэнергии, находящегося на одной из палуб платформ, по кабелю 12 электропитания и обратному кабелю 31. Для этой цели на каждом конце трубопровода 10 на дне моря имеется место 37 кабельного соединения. Трубопровод 10 в зоне каждого места соединения на дне моря заземлен в морском дне и/или окружающем водном пространстве при помощи соответствующего заземления 36.
На фиг. 2 схематически проиллюстрирован принцип, используемый в данном изобретении. Трубопровод 10 транспортирует углеводороды от установки (не показана), расположенной на дне 24 моря, такой как опорная плита для бурения, по направлению, например, к средству по обслуживанию платформы или ему подобному (не показано), расположенному над уровнем 25 моря. Двигатель 11 для нагнетания воды расположен на опорной плите для бурения и приводит в движение насос (не показан) для нагнетания воды вниз в подводные пласты 24. Назначение двигателя 11 для нагнетания воды и насоса заключается в закачивании пластовой воды непосредственно обратно в нефтяной пласт, исключая первоначальную откачку воды вверх к палубе 25 платформы и нагнетание ее обратно вниз в нефтяной пласт.
Двигатель 11 имеет трехфазный источник энергии; энергия поступает, например, от палубы 35 платформы А по линии (линиям) 12 подачи электроэнергии. Энергия поставляется от трехфазного источника 13 энергии при помощи цепи 14. Указная цепь 14 содержит рубильник 15, возможно трансформатор 16, и возможно также преобразователь 17 частоты. Более того, также может быть установлена нижняя цепь преобразователя частоты, переключатель 18 ненагруженной линии, предпочтительно предотвращающий наличие потенциала напряжения во время переключения.
Назначение преобразователя 17 частоты состоит в том, что он должен находиться в положении регулировки частот подаваемой энергии и, следовательно, частоты вращения двигателя/насоса. Обычно такие частоты находятся в диапазоне от 0 до 60 Гц.
Линии 12 подачи электроэнергии содержат три выделенных изолированных кабеля 28. Кабели 28 на трубопроводе 10 предпочтительно покрыты тройным слоем фольги для того, чтобы получить как можно более равномерную нагрузку на двигатель 11 и три кабеля 28. В альтернативном варианте кабели 28 могут быть расположены рядом с трубопроводом 10 и защищены отдельно почвой или гравием 40. Если кабели 28 не симметричны, при запуске двигателя 11 могут возникнуть проблемы.
В конфигурации цепи входит подводный переключатель 19, предпочтительно разгруженного типа, предотвращающий появление потенциала во время переключения из режима прямого электрического нагрева в режим работы двигателя 11. Между подводным переключателем 19 и двигателем 11 для нагнетания воды может произвольно быть включен в схему трансформатор 20. В данную конфигурацию цепи также могут быть включены соединители 38.
- 2 011539
В конфигурацию цепи для получения однофазной энергии включены трехфазный источник 13 питания и выключатель 21. Более того, в цепь входит узел 23 компенсации фактора симметрии и коэффициента мощности, а также возможно трансформатор 22. Вместо узла 23 компенсации фактора симметрии и коэффициента мощности, представленного на фиг. 2, может быть включен преобразователь частоты (не показан). Преимущество использования преобразователя частоты состоит в том, что облегчается регулировка входной мощности в системе прямого электрического нагрева. В зоне мест соединения, выполненных для линий 12, 31 подачи энергии, трубопровод заземлен в морском дне или окружающей воде при помощи заземления.
На фиг. 3А представлен разрез трубопровода 10 по линии А-А, показанной на фиг. 2. Как показано на фиг. 3А, трубопровод 10 содержит стальную трубу 26 и расположенный вокруг нее теплоизолирующий слой 27 любого подходящего и обычного типа. Линия 12 подачи образована из трех отдельных силовых кабелей 28, изолированных от моря (земной потенциал). Три силовых кабеля 28 расположены с образованием треугольной конфигурации. Силовые кабели 28 расположены вплотную к наружной поверхности теплоизолированного трубопровода 10 и проходят, по меньшей мере, вдоль длины трубопровода, на которой его нужно нагревать. Силовые кабели 28 конструктивно физически защищены при помощи защитного профиля 29. Назначение защитного профиля 29 в числе прочего состоит в защите силовых кабелей 28 от воздействий и нагрузок, вызванных траулерами, орудиями лова рыбы или падающими объектами. Защитный профиль 29 может иметь любую соответствующую форму, например, изогнутую форму. Защитный профиль 29 связан с трубопроводом 10 любым соответствующим способом, например, при помощи обвязочных лент 30.
На фиг. 3В представлены соответствующие кабели 28, помещенные вдоль трубопровода 10 по дну моря и покрытые защитным слоем почвы с морского дна или гравием 40.
Решение согласно изобретению состоит в следующем.
Когда трубопровод необходимо нагревать для того, чтобы предотвратить образование гидрата или парафиновых пробок, снимают напряжение от разгруженных переключателей 18 и 19 путем выключения рубильника 15 и выключателя 21. Затем разгруженные переключатели 18 и 19 переключают в положение, в котором однофазный ток высокого напряжения может проходить от источника 13 высокого напряжения к трубопроводу 10. Вслед за этим разгруженный выключатель 21 снова включают, тем самым однофазный ток высокого напряжения проводится через кабель. В данный момент насос для нагнетания воды отсоединен. Каждый из кабелей 12, 31 высокого напряжения соединяется с соответствующим концом трубопровода 10, таким образом, замыкая электрическую цепь вместе с трубопроводом 10. При угрозе образования гидрата включают систему прямого электрического нагрева. Например, это может быть в случае, когда производство углеводородов остановлено планово или при ином условии, и содержимое трубопровода 10 охлаждается, поскольку температура окружающей среды ниже, например, около 4°С. Система для прямого электрического нагрева заземлена в морской воде, например, при помощи анодов (не показаны), прикрепленных на каждом конце наружной стенки трубопровода 10. Это сделано с точки зрения безопасности и для того, чтобы получить схему, устойчивую к повреждениям в наружном покрытии трубопровода 10, даже если это может привести к тому, что часть тока проходит через морскую воду, требуя, таким образом, большего энергопотребления.
Согласно данному решению стальная труба 26 нагревается переменным электрическим током, создающим тепло при его протекании по указанной трубе. Путем задания соответствующих размеров можно поддерживать температуру в конденсате/водной смеси, находящейся в трубопроводе 10, свыше 25°С в нагретой части трубопровода 10 во время отключения. Три проводника 28 в таком случае будут соединены параллельно.
При повторном возобновлении добычи в скважине рубильник 15 и выключатель 21 снова отключают, после чего включают разгруженные переключатели 18, 19, тем самым, двигатель 1 для нагнетания воды начинает работу. При включении рубильника 15, двигатель 11 питается трехфазным током высокого напряжения, поставляемым источником электроэнергии высокого напряжения, и пластовая вода вводится обратно в нефтяной пласт. При такой конфигурации трубопровод 10 будет незначительно нагреваться избытком тепла, вызванного переносом по нему горячих углеводородов.
Следует отметить, что кабели предпочтительно не следует армировать, поскольку такое укрепление может подвергнуть опасности работу системы. Если кабели 28 содержат металлическое армирование, это может индуцировать в данном армировании сильные токи. Этот процесс может вызвать перегрев в кабелях 28, несмотря на то, что труба 10 при этом нагреваться не будет, как и запланировано.
Несмотря на то что предусмотрена возможность использования соединителей 38, это не является обязательным требованием. Назначение использования соединителей состоит в том, чтобы облегчить подводную установку. При таком решении оба конца могут быть погружены на дно моря и соединены на более позднем этапе. Не существует зависимости использования данного способа для соединения кабелей, поскольку соединение может быть выполнено над уровнем моря при помощи кабельной спайки.
Более того, следует понимать, что даже если предусмотрен разгруженный переключатель 19, изобретение не ограничено использованием данного переключателя. Разгруженный переключатель 19 явля- 3 011539 ется упрощенным решением, в котором элемент не должен быть предназначен для переключения тока полной нагрузки и потенциального тока повреждения. Для подводного оборудования предпочтительно выполнить данные переключатели 19 как можно проще и безотказнее. Данное требование определяет выбор разгруженного переключателя 19.
Кабель 19 возможно, но необязательно, имеет наружное покрытие полупроводникового типа. Использование такого покрытия полупроводникового типа может легко предотвращать высокое напряжение в защитном устройстве при больших длинах кабелей, в которых зарядный ток расходится радиально по всей длине кабеля. Следовательно, устраняется продольный экранирующий ток и, таким образом, наведенное экранирующее напряжение. Кабели, имеющие короткую длину, предпочтительно могут иметь наружное изоляционное покрытие.
Claims (12)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для энергоснабжения подводных установок и оборудования по производству углеводородов, содержащая предпочтительно теплоизолированный трубопровод (10), внутри которого возможно образование нежелательных гидратов или осаждение парафина, и электрические силовые кабели (12, 31), соединенные с каждым концом трубопровода (10) для прямого электрического нагрева указанного трубопровода, причем трубопровод (10) предпочтительно электрически соединен (36) с окружающим морем при помощи кабельных соединителей, отличающаяся тем, что силовой кабель (12) дополнительно выполнен с обеспечением подачи по второй цепи трехфазного питания к электродвигателю (11), находящемуся в узле подводной установки, соединенном с трубопроводом (10), и имеются средства (18, 19) переключения, выполненные с обеспечением возможности образования тремя проводниками (28), образующими силовые кабели (12), параллельных проводников в первой цепи, причем силовые кабели (12, 31) подают энергию для прямого нагрева трубопровода (10).
- 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что первая цепь представляет собой однофазную конфигурацию, а вторая цепь представляет собой трехфазную конфигурацию.
- 3. Система по п.2, отличающаяся тем, что средства переключения содержат подводные переключатели (19), которые предпочтительно выполнены с возможностью работы без нагрузки.
- 4. Система по п.3, отличающаяся тем, что средства переключения также содержат переключатель (18), который предпочтительно выполнен с возможностью работы без нагрузки.
- 5. Система по одному из пп.1-4, отличающаяся тем, что трехфазная цепь электрического двигателя (11), приводящего в действие узел подводной установки, содержит трансформатор и предпочтительно частотный преобразователь.
- 6. Система по одному из пп.1-5, отличающаяся тем, что первая цепь, предназначенная для прямого нагрева трубопровода (10), содержит узел (23) компенсации фактора симметрии и коэффициента мощности.
- 7. Система по одному из пп.1-5, отличающаяся тем, что первая цепь, предназначенная для нагрева трубопровода (10), содержит частотный преобразователь.
- 8. Система по одному из пп.1-7, отличающаяся тем, что вторая цепь, предназначенная для энергоснабжения двигателя (11), содержит частотный преобразователь (17).
- 9. Система по п.8, отличающаяся тем, что частотный преобразователь (17) предназначен для изменения частоты в диапазоне от 0 до 60 Гц.
- 10. Система по одному из пп.1-9, отличающаяся тем, что кабели (28) расположены снаружи на трубопроводе (10) и покрыты защитным профилем (29), прикрепленным к трубопроводу (10), например, при помощи строп (30).
- 11. Система по одному из пп.1-9, отличающаяся тем, что кабели (28) размещены вдоль трубопровода (10) и покрыты слоем (40) защитных масс, таких как подводный грунт или гравий.
- 12. Система по одному из пп.1-11, отличающаяся тем, что первая и/или вторая цепи содержат трансформатор (16, 22).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20050188A NO322636B1 (no) | 2005-01-13 | 2005-01-13 | System for stromforsyning til undervannsinstallasjon |
PCT/NO2005/000480 WO2006075913A1 (en) | 2005-01-13 | 2005-12-23 | System for power supply to subsea installations |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200701266A1 EA200701266A1 (ru) | 2008-02-28 |
EA011539B1 true EA011539B1 (ru) | 2009-04-28 |
Family
ID=35209759
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200701266A EA011539B1 (ru) | 2005-01-13 | 2005-12-23 | Система для энергоснабжения подводных установок |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7992632B2 (ru) |
EP (1) | EP1836375B1 (ru) |
BR (1) | BRPI0519820A2 (ru) |
EA (1) | EA011539B1 (ru) |
NO (1) | NO322636B1 (ru) |
WO (1) | WO2006075913A1 (ru) |
Families Citing this family (49)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2429278B (en) * | 2005-08-15 | 2010-08-11 | Statoil Asa | Seismic exploration |
WO2008035194A2 (en) * | 2006-09-21 | 2008-03-27 | Vetco Gray Scandinavia As | A method and an apparatus for cold start of a subsea production system |
GB2443843B (en) | 2006-11-14 | 2011-05-25 | Statoil Asa | Seafloor-following streamer |
NO334539B1 (no) | 2007-10-19 | 2014-03-31 | Statoilhydro Asa | Fremgangsmåte for voksfjerning |
GB0722469D0 (en) | 2007-11-16 | 2007-12-27 | Statoil Asa | Forming a geological model |
GB0724847D0 (en) * | 2007-12-20 | 2008-01-30 | Statoilhydro | Method of and apparatus for exploring a region below a surface of the earth |
NO328383B1 (no) * | 2008-02-15 | 2010-02-08 | Nexans | Direkte elektrisk oppvarmingssystem med hoy virkningsgrad |
GB2463487A (en) * | 2008-09-15 | 2010-03-17 | Viper Subsea Ltd | Subsea protection device |
EP2166637A1 (en) * | 2008-09-19 | 2010-03-24 | Siemens Aktiengesellschaft | Power supply arrangement for direct electrical heating of a pipeline system |
WO2010135772A1 (en) * | 2009-05-25 | 2010-12-02 | Woodside Energy Limited | Direct electric heating of subsea piping installations |
WO2011059337A1 (en) * | 2009-10-30 | 2011-05-19 | Aker Subsea As | Integrated high power umbilical |
GB2479200A (en) | 2010-04-01 | 2011-10-05 | Statoil Asa | Interpolating pressure and/or vertical particle velocity data from multi-component marine seismic data including horizontal derivatives |
US8757270B2 (en) * | 2010-05-28 | 2014-06-24 | Statoil Petroleum As | Subsea hydrocarbon production system |
US8430167B2 (en) * | 2010-06-29 | 2013-04-30 | Chevron U.S.A. Inc. | Arcuate control line encapsulation |
WO2012031276A1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-03-08 | Adams Charles J | Cap valve |
DE102010061271A1 (de) * | 2010-12-15 | 2012-06-21 | Contitech Schlauch Gmbh | Beheizbare Anschlussvorrichtung für medienführende, elektrisch beheizbare Schläuche |
EP2541263A1 (en) * | 2011-07-01 | 2013-01-02 | Siemens Aktiengesellschaft | Fault detection system and method, and power system for subsea pipeline direct electrical heating cables |
EP2538540A1 (en) * | 2011-06-20 | 2012-12-26 | Siemens Aktiengesellschaft | Short circuit safe rectifier stage for a subsea power grid |
US20130175958A1 (en) * | 2011-08-04 | 2013-07-11 | Samuel T. McJunkin | Systems and methods for transmitting and/or utilizing hvdc power in a submarine environment |
US10323483B2 (en) | 2011-12-14 | 2019-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mitigation of hydrates, paraffins and waxes in well tools |
BR112014013482B1 (pt) * | 2011-12-14 | 2021-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Sistema para mitigar a formação de uma acumulação indesejada de uma substância em uma ferramenta de poço |
EP2623838A1 (en) * | 2012-01-31 | 2013-08-07 | Siemens Aktiengesellschaft | Direct electric heating system for heating a subsea pipeline |
NO334151B1 (no) | 2012-02-17 | 2013-12-23 | Aker Subsea As | Havbunns varmesammenstilling og tilhørende fremgangsmåte |
US9779856B2 (en) * | 2012-02-20 | 2017-10-03 | Aker Solutions As | Arrangement for cooling power cables, power umbilicals and cables |
NO335863B1 (no) * | 2012-02-21 | 2015-03-09 | Aker Subsea As | Direkte elektrisk oppvarmingssammenstilling for lange utlegg |
US8783370B2 (en) | 2012-03-06 | 2014-07-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deactivation of packer with safety joint |
CA2872466A1 (en) * | 2012-06-15 | 2013-12-19 | Exxonmobil Upstream Resarch Company | System and method to control electrical power input to direct electric heat pipeline |
MX345140B (es) * | 2013-02-27 | 2017-01-18 | Basf Se | Aparato para calentar una tuberia. |
US9347596B2 (en) | 2013-02-27 | 2016-05-24 | Basf Se | Apparatus for heating a pipeline |
US10443897B2 (en) | 2013-03-06 | 2019-10-15 | Basf Se | Pipeline system and drainage container for receiving liquid flowing through a pipeline system |
EP2799753A1 (en) * | 2013-04-29 | 2014-11-05 | Siemens Aktiengesellschaft | Arrangement providing a 3-phase or 1-phase power stream |
US9998023B2 (en) * | 2014-02-14 | 2018-06-12 | Siemens Aktiengesellschaft | Modular subsea converter |
US20170164495A1 (en) * | 2014-08-12 | 2017-06-08 | Siemens Aktiengesellschaft | Subsea converter module |
US9997997B2 (en) | 2014-12-22 | 2018-06-12 | Raytheon Company | Power system based on current source |
US9732589B1 (en) * | 2016-09-20 | 2017-08-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Integrated subsea power distribution system with flowline direct electrical heating and pressure boosting and methods for using |
RU2660809C1 (ru) * | 2017-04-10 | 2018-07-10 | Илья Николаевич Джус | Способ управления частотным преобразователем |
EP3421715A1 (en) * | 2017-06-30 | 2019-01-02 | Nexans | An extended direct electric heating system |
US11231137B2 (en) * | 2018-05-14 | 2022-01-25 | Oceaneering International, Inc. | Subsea flowline blockage remediation using external heating device |
US10326357B1 (en) | 2018-07-31 | 2019-06-18 | Raytheon Company | Adaptive power converter topologies supporting active power factor correction (PFC) |
EP3670995B1 (en) * | 2018-12-20 | 2022-09-07 | Nexans | High energy heating system |
GB2582147B (en) * | 2019-03-12 | 2021-05-19 | Equinor Energy As | Extension of direct electrical heating systems |
GB2582178B (en) * | 2019-03-15 | 2021-07-14 | Acergy France SAS | Subsea installations comprising heated conduits |
NO20190801A1 (en) * | 2019-06-26 | 2020-12-28 | Fsubsea As | System for subsea pressure booster power supply and distribution |
NO20200055A1 (en) * | 2020-01-16 | 2021-07-19 | Aker Solutions As | Power supply system |
EP4009484A1 (en) | 2020-12-07 | 2022-06-08 | Aker Solutions AS | Power distribution system |
CN112878990B (zh) * | 2021-02-04 | 2023-06-13 | 东北大学 | 基于电功率的油井电加热除蜡过程实时监测方法及系统 |
CN114060638B (zh) * | 2021-10-20 | 2022-07-19 | 北京石油化工学院 | 一种海底管道双层直接电加热装置及方法 |
CN114040528B (zh) * | 2021-10-20 | 2022-07-15 | 北京石油化工学院 | 一种海洋柔性软管电缆伴热装置及方法 |
CN114046389A (zh) * | 2021-10-28 | 2022-02-15 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种海底管道长线电缆伴热装置及方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4366356A (en) * | 1980-03-18 | 1982-12-28 | Chisso Corporation | Compact induced current heat-generating pipe |
US6328583B2 (en) * | 1999-12-28 | 2001-12-11 | Nexans | Re-connectable pipeline connection for direct heating system |
US6617556B1 (en) * | 2002-04-18 | 2003-09-09 | Conocophillips Company | Method and apparatus for heating a submarine pipeline |
WO2004111519A1 (en) * | 2003-06-18 | 2004-12-23 | Statoil Asa | Method and system for direct electric heating of a pipeline |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3782465A (en) * | 1971-11-09 | 1974-01-01 | Electro Petroleum | Electro-thermal process for promoting oil recovery |
US4319632A (en) * | 1979-12-04 | 1982-03-16 | Gkj, Inc. | Oil recovery well paraffin elimination means |
US4589492A (en) * | 1984-10-10 | 1986-05-20 | Hughes Tool Company | Subsea well submersible pump installation |
US4945334A (en) * | 1989-05-08 | 1990-07-31 | Alerting Communicators Of America | Energizing means for electronic warning apparatus |
US6142707A (en) | 1996-03-26 | 2000-11-07 | Shell Oil Company | Direct electric pipeline heating |
US6006837A (en) * | 1997-11-17 | 1999-12-28 | Camco International Inc. | Method and apparatus for heating viscous fluids in a well |
US6260615B1 (en) * | 1999-06-25 | 2001-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for de-icing oilwells |
US6509557B1 (en) * | 1999-08-03 | 2003-01-21 | Shell Oil Company | Apparatus and method for heating single insulated flowlines |
US6371693B1 (en) * | 1999-08-27 | 2002-04-16 | Shell Oil Company | Making subsea pipelines ready for electrical heating |
US6318467B1 (en) * | 1999-12-01 | 2001-11-20 | Camco International, Inc. | System and method for pumping and heating viscous fluids in a wellbore |
US6714018B2 (en) * | 2001-07-20 | 2004-03-30 | Shell Oil Company | Method of commissioning and operating an electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline |
US6707012B2 (en) * | 2001-07-20 | 2004-03-16 | Shell Oil Company | Power supply for electrically heated subsea pipeline |
US7311151B2 (en) * | 2002-08-15 | 2007-12-25 | Smart Drilling And Completion, Inc. | Substantially neutrally buoyant and positively buoyant electrically heated flowlines for production of subsea hydrocarbons |
NO324463B1 (no) | 2006-04-10 | 2007-10-22 | Nexans | Kraftkabel for direkte, elektrisk oppvarmingssystem |
NO328383B1 (no) | 2008-02-15 | 2010-02-08 | Nexans | Direkte elektrisk oppvarmingssystem med hoy virkningsgrad |
WO2010135772A1 (en) | 2009-05-25 | 2010-12-02 | Woodside Energy Limited | Direct electric heating of subsea piping installations |
-
2005
- 2005-01-13 NO NO20050188A patent/NO322636B1/no unknown
- 2005-12-23 WO PCT/NO2005/000480 patent/WO2006075913A1/en active Application Filing
- 2005-12-23 EA EA200701266A patent/EA011539B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2005-12-23 US US11/813,847 patent/US7992632B2/en active Active
- 2005-12-23 EP EP05821491A patent/EP1836375B1/en active Active
- 2005-12-23 BR BRPI0519820-8A patent/BRPI0519820A2/pt active IP Right Grant
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4366356A (en) * | 1980-03-18 | 1982-12-28 | Chisso Corporation | Compact induced current heat-generating pipe |
US6328583B2 (en) * | 1999-12-28 | 2001-12-11 | Nexans | Re-connectable pipeline connection for direct heating system |
US6617556B1 (en) * | 2002-04-18 | 2003-09-09 | Conocophillips Company | Method and apparatus for heating a submarine pipeline |
WO2004111519A1 (en) * | 2003-06-18 | 2004-12-23 | Statoil Asa | Method and system for direct electric heating of a pipeline |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20050188D0 (no) | 2005-01-13 |
WO2006075913A1 (en) | 2006-07-20 |
US7992632B2 (en) | 2011-08-09 |
BRPI0519820A2 (pt) | 2009-03-17 |
NO322636B1 (no) | 2006-11-13 |
US20080236810A1 (en) | 2008-10-02 |
NO20050188L (no) | 2006-07-14 |
EP1836375A4 (en) | 2011-03-16 |
EA200701266A1 (ru) | 2008-02-28 |
EP1836375B1 (en) | 2012-06-13 |
EP1836375A1 (en) | 2007-09-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA011539B1 (ru) | Система для энергоснабжения подводных установок | |
RU2292676C2 (ru) | Система для морской добычи нефти и способ модификации существующего подводного трубопровода с системой нагревания | |
US6371693B1 (en) | Making subsea pipelines ready for electrical heating | |
US9253821B2 (en) | Low-voltage direct electrical heating LVDEH flexible pipes risers | |
RU2615503C2 (ru) | Система прямого электронагрева удаленной скважины | |
US5256844A (en) | Arrangement in a pipeline transportation system | |
EP1075584B1 (en) | Extended reach tie-back system | |
US5979506A (en) | Arrangement in a pipe bundle | |
AU631152B2 (en) | Method for heating a transport pipeline, as well as transport pipeline with heating | |
US11174995B2 (en) | Hydrate remediation systems, apparatuses and methods of making and using same | |
EP2567138B1 (en) | Pipeline | |
US20100032164A1 (en) | Sub sea processing system | |
WO2010135772A1 (en) | Direct electric heating of subsea piping installations | |
US10128427B2 (en) | Thermoelectric generator | |
US11170915B2 (en) | Subsea cable system and a method for supplying electrical power to a subsea device | |
WO2010079318A1 (en) | System for heating a pipeline | |
Roth et al. | Direct electrical heating (DEH) provides new opportunities for arctic pipelines | |
Lervik et al. | High frequency heating of subsea oil production pipelines | |
Lervik et al. | Flow assurance by electrical heating of long pipelines | |
Angays | High efficiency heating method for subsea pipelines heating | |
Lervik et al. | Low Power DEH System for Flow Assurance | |
Delebecque et al. | Active heating technologies for flowlines in deep water field developments | |
BRPI0519820B1 (pt) | Energy supply system for underwater installations and plants for hydrocarbon production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
TC4A | Change in name of a patent proprietor in a eurasian patent | ||
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): TM |
|
PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment |