EA013902B1 - Подводная система для добычи нефти и/или газа - Google Patents
Подводная система для добычи нефти и/или газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA013902B1 EA013902B1 EA200970423A EA200970423A EA013902B1 EA 013902 B1 EA013902 B1 EA 013902B1 EA 200970423 A EA200970423 A EA 200970423A EA 200970423 A EA200970423 A EA 200970423A EA 013902 B1 EA013902 B1 EA 013902B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- water
- gas
- oil
- wells
- production
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 239000008236 heating water Substances 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 210000003041 ligament Anatomy 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- 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
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Подводная система для добычи нефти и/или газа по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины, в частности скважины, добывающей тяжелую нефть высокой вязкости на больших морских глубинах, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины для закачки воды содержит сепаратор для отделения нефти и/или газа от воды, имеющий входное отверстие, сообщенное с трубопроводом для добычи и циркуляции текучей среды, состоящей из нефти и/или газа и воды, и выходными отверстиями для воды, нефти и/или газа, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для нефти и/или газа и предназначенный для перекачки нефти и/или газа к пункту назначения по трубопроводу, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для воды и предназначенный для закачки и циркуляции воды к нагнетательной скважине и/или регулятору расхода по трубопроводу для закачки и циркуляции воды, соединенному с нагревательным устройством для нагрева воды, регулятором расхода и скважинами, при этом трубопроводы образуют петлю.
Description
Настоящее изобретение относится к подводной системе для добычи нефти и/или газа из одной или нескольких скважин, в частности скважин для добычи тяжелой нефти высокой вязкости на больших морских глубинах.
Разработка подводных месторождений нефти и газа на больших морских глубинах и близких к арктическим областям сталкивается с различными техническими проблемами, вытекающими из суровых природных условий. Разрешение данных проблем требует объединения тщательного инновационного дизайна систем добычи и обеспечения широкомасштабного строго контролируемого бесперебойного режима подачи многофазного нефтегазового потока, так же как операционной стратегии и технологий работ. Разработку подводной системы для добычи текучей среды обычно начинают с определения параметров текучей среды, за которым следует установление структуры промысла и разработка экономичной конфигурации промысловых трубопроводов, соответствующей требованиям безопасности и минимальных геотехнических мероприятий. Понимание и разработка различных условий и требований для бесперебойной работы глубоководной системы может привести к минимальным геотехническим мероприятиям и наименьшим возможным потерям добычи. Заданные показатели для устойчивого режима работы должны обеспечивать, как минимум, температуры входа на платформу выше температур гидратообразования и/или температур появления парафинов. Заданные показатели для работ переходного режима, например остановки скважины, должны обеспечивать получение, адекватного времени охлаждения до температур гидратообразования содержимого труб после остановки скважины. Кроме остановки скважины, разгерметизация и удаление парафина играют роль других основных проблем переходных режимов на больших морских глубинах.
Подводные связки трубопроводов широко известны и представляют улучшенные системы трубопроводов для транспортировки нефти и газа и работы удаленных подводных нефтяных и газовых скважин. Такие связки труб могут включать в себя несущую трубу (наружная обсадная труба или оболочка), в которой можно разместить один или несколько эксплуатационных трубопроводов для нефти и газа, трубы или других устройств для нагревания, а также гидравлических и/или электрических линий управления для дистанционного управления работой скважин. Решение со связкой труб может обеспечивать высокоэффективную теплоизоляцию и/или активные нагревательные элементы, минимизирующие потери тепла.
Решения со связками труб широко применяют, помимо других ситуаций, там, где работы ведутся на больших морских глубинах, где зоны морского дна насыщены оборудованием, где преобладают работы без привлечения водолазов или где якорные схемы ограничивают имеющийся участок морского дна. Однако решения со связками труб, вместе с тем, не решают всех проблем, связанных с управлением работой скважин для добычи тяжелой нефти высокой вязкости на больших морских глубинах с низкими температурами, но могут быть включены в состав решений, разрабатываемых для таких ситуаций.
Целью настоящего изобретения является создание подводной системы для добычи нефти и/или газа из одной или нескольких скважин, в частности скважин добычи тяжелой нефти высокой вязкости на больших морских глубинах, обеспечивающей поддержание предпочтительной температуры добычи и, в частности, обеспечение требуемой температуры при вводе скважины в эксплуатацию и остановки скважины.
Согласно изобретению создана подводная система для добычи нефти и/или газа по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины, в частности скважины, добывающей тяжелую нефть высокой вязкости на больших морских глубинах, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины для закачки воды, содержащая сепаратор для отделения нефти и/или газа от воды, имеющий входное отверстие, сообщенное с трубопроводом для добычи и циркуляции текучей среды, состоящей из нефти и/или газа и воды, и выходными отверстиями для воды, нефти и/или газа, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для нефти и/или газа и предназначенный для перекачки нефти и/или газа к пункту назначения по трубопроводу, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для воды и предназначенный для закачки и циркуляции воды к нагнетательной скважине и/или регулятору расхода по трубопроводу для закачки и циркуляции воды, соединенному с нагревательным устройством для нагрева воды, регулятором расхода и скважинами, при этом трубопроводы образуют петлю.
Петля трубопроводов может быть выполнена в виде связки трубопроводов.
Петля трубопроводов может быть составлена отдельными гибкими или жесткими эксплуатационными трубопроводами.
Вышеописанная система может быть предназначена для использования с нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными как отдельные скважины, кустовые скважины или скважины, интегрированные со связками трубопроводов.
Сепаратор и насос для закачки и циркуляции воды могут составлять отдельную модульную установку или интегрированы в петлю трубопроводов.
Система может содержать отдельный трубопровод для газа, предназначенный для откачки добытого газа.
Регулятор расхода может состоять из нескольких устройств и/или отдельных сменных модулей.
Настоящее изобретение дополнительно описано ниже в виде примера и со ссылками на фигуры, на
- 1 013902 которых изображено следующее:
фиг. 1 показывает схему системы согласно изобретению;
фиг. 2 - схему альтернативной системы согласно изобретению.
На фиг. 1 показана подводная система для добычи нефти и/или газа по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины 1, в частности скважины, добывающей тяжелую нефть высокой вязкости на больших морских глубинах, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины 2 для закачки воды, содержащая сепаратор 3 для отделения нефти и/или газа от воды, имеющий входное отверстие, сообщенное с трубопроводом 6 для добычи и циркуляции текучей среды, состоящей из нефти и/или газа и воды, и выходными отверстиями для воды, нефти и/или газа, насос 4, сообщенный с выходным отверстием сепаратора 3 для нефти и/или газа и предназначенный для перекачки нефти и/или газа к пункту назначения по трубопроводу 10, насос 5, сообщенный с выходным отверстием сепаратора 3 для воды и предназначенный для закачки и циркуляции воды к нагнетательной скважине 2 и/или регулятору 11 расхода по трубопроводу 7 для закачки и циркуляции воды, соединенному с нагревательным устройством 6 для нагрева воды, регулятором расхода 11 и скважинами 1, при этом трубопроводы 7 и 9 образуют петлю.
Петля трубопроводов может быть выполнена в виде связки трубопроводов или может быть составлена отдельными гибкими или жесткими эксплуатационными трубопроводами.
Вышеописанная система может быть предназначена для использования с нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными как отдельные скважины, кустовые скважины или скважины, интегрированные со связками трубопроводов.
Сепаратор 3 и насос 5 для закачки и циркуляции воды могут составлять отдельную модульную установку или интегрированы в петлю трубопроводов.
Регулятор расхода 11 может состоять из нескольких устройств и/или отдельных сменных модулей.
Нагревательное устройство 6 предпочтительно может быть выполнено в форме электрической нагревательной системы, однако, в зависимости от окружающих условий, например температуры окружающей среды, достаточный нагрев может быть обеспечен при работе (создании энергии нагрева) насоса 5.
Главным признаком настоящей системы является создание петли трубопроводов 7 и 9, соединяющих сепаратор 3, насос 5 для закачки и циркуляции воды, нагревательное устройство 6, регулятор 11 расхода и скважины 1 и 2. Воду первоначально добавляют в систему по линии 8 водоснабжения и подогревают с помощью насоса 5 и, если требуется, с помощью нагревательного устройства 6. Циркуляция подогретой воды осуществляется насосом 5 к нагнетательной скважине 2, дополнительно к регулятору 11 расхода и эксплуатационной скважине 1 и после этого к сепаратору 3, до окончательного возвращения от сепаратора к насосу 5. При вводе в эксплуатацию эксплуатационных скважин нагретая вода в указанной петле трубопроводов предотвращает отложение парафинов и/или гидратов в системе труб. Перед началом добычи горячая вода постепенно нагревает скважину до требуемой температуры ввода в эксплуатацию для исключения любого отложения парафина или гидратов, присутствующих в добываемой нефти в скважине или системе эксплуатационных труб. Дополнительно во время ввода в эксплуатацию добываемая скважинная текучая среда должна смешиваться с водой в петле трубопроводов и через некоторое время с увеличением добычи достигать условий установившегося режима. Таким образом, добываемая текучая среда в виде нефть/вода и, возможно, газ проходит по трубопроводу 9 для добычи и циркуляции текучей среды к сепаратору 3, где основную часть углеводородов (нефть и, возможно, газ) отделяют от воды. Добытые нефть и, возможно, газ, находящиеся в потоке текучей среды, насос 4 перемещает от сепаратора 3 к пункту назначения 15 (платформе, судну добычи, магистральному трубопроводу, береговому терминалу и т.п.) по трубопроводу 12 для добываемой текучей среды. Альтернативно, как показано на фиг. 2, нефть и газ можно транспортировать индивидуально от сепаратора в раздельных трубопроводах 12 и 13 для нефти и газа соответственно.
Циркуляция добываемой воды, в свою очередь, осуществляется от сепаратора 3 насосом 5 к нагнетательной скважине 2 и/или к регулятору 11 расхода. Дополнительно на основании количества воды, поступившей из скважин, дополнительную воду для закачки можно добавлять в систему циркуляции через линию 8 водоснабжения для поддержания достаточного количества воды для закачки и поддержания необходимых условий обводненности для получения наилучшей возможной ситуации разделения в сепараторе 3. Многофазный датчик 14, измеряющий количество воды в потоке текучей среды перед сепаратором, расположен перед сепаратором 3, при этом вода добавляется в систему по линии 8 водоснабжения через регулятор 11 расхода или штуцеры устьевой арматуры эксплуатационных/нагнетательных скважин, отрегулированных соответственно на основании этих и других измерений.
При остановке скважины, когда добычу нефти и газа останавливают, циркуляцию воды поддерживают для поддержания температуры на необходимом уровне для исключения отложения парафинов или гидратов. Если добычу останавливают на более длительное время, может быть приемлемой остановка циркуляции воды в системе. В таком случае, вместе с тем, всю нефть в системе циркуляции следует удалить и заменить водой и/или смесью воды и стандартных ингибиторов. Воду или смесь воды и ингибиторов следует закачать в эксплуатационную скважину для исключения отложения парафина и увеличения гидратов в верхних частях эксплуатационной скважины, охлаждаемой холодной внешней средой.
- 2 013902
Как указано выше любой сепаратор можно использовать для отделения в системе воды от углеводородов. Вместе с тем, трубный сепаратор может в некоторых ситуациях являться необходимым выбором по характеристикам сепарирования и конструктивному исполнению. Таким образом, при использовании трубного сепаратора система, описанная выше и включающая в себя сепаратор 3, нагреватель 6, насосы 4, 5 и систему труб 7, 8, 9 для циркуляции и добычи текучей среды, может легко входить в устройство связки трубопроводов, которое составляет систему согласно изобретению, достаточно компактную и применимую для глубоководных установок.
Вертикальная колонна 10 в правой части фиг. 1 и 2 показывает связку райзеров, соединенных с добывающей платформой или судном 15 и т.п., и может включать в себя все требуемые райзеры и линии подачи, такие как трубопроводы 10, 13 для добываемой текучей среды, линии водоснабжения, газлифтные линии и электрические кабели и т.п.
Настоящее изобретение, как определено в формуле изобретения, не ограничено вышеприведенными примерами и прилагаемыми чертежами. Так, система не требует использования нагнетательной скважины (скважин) для утилизации добываемой воды. Вместо этого проблему добываемой воды можно решить, например, с помощью утилизации в скважину для поглощения сточных вод. Нагнетательные и эксплуатационные скважины могут располагаться, как одиночные скважины, кустовые скважины или скважины, интегрированные со связкой трубопроводов.
Дополнительно сепаратор и насосная станция могут составлять отдельную модульную установку или интегрироваться в трубную петлю. Еще дополнительно водоснабжение системы может осуществляться от отдельных водяных скважин.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Подводная система для добычи нефти и/или газа по меньшей мере из одной эксплуатационной скважины, в частности скважины, добывающей тяжелую нефть высокой вязкости на больших морских глубинах, с использованием по меньшей мере одной нагнетательной скважины для закачки воды, содержащая сепаратор для отделения нефти и/или газа от воды, имеющий входное отверстие, сообщенное с трубопроводом для добычи и циркуляции текучей среды, состоящей из нефти и/или газа и воды, и выходными отверстиями для воды, нефти и/или газа, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для нефти и/или газа и предназначенный для перекачки нефти и/или газа к пункту назначения по трубопроводу, насос, сообщенный с выходным отверстием сепаратора для воды и предназначенный для закачки и циркуляции воды к нагнетательной скважине и/или регулятору расхода по трубопроводу для закачки и циркуляции воды, соединенному с нагревательным устройством для нагрева воды, регулятором расхода и скважинами, при этом трубопроводы образуют петлю.
- 2. Система по п.1, в которой петля трубопроводов выполнена в виде связки трубопроводов.
- 3. Система по п.1, в которой петля трубопроводов составлена отдельными гибкими или жесткими эксплуатационными трубопроводами.
- 4. Система по одному из пп.1-3, предназначенная для использования с нагнетательными и эксплуатационными скважинами, расположенными как отдельные скважины, кустовые скважины или скважины, интегрированные со связками трубопроводов.
- 5. Система по одному из пп.1-4, в которой сепаратор и насос для закачки и циркуляции воды составляют отдельную модульную установку или интегрированы в петлю трубопроводов.
- 6. Система по пп.1 и 2, которая содержит отдельный трубопровод для газа, предназначенный для откачки добытого газа.
- 7. Система по пп.1-6, в которой регулятор расхода состоит из нескольких устройств и/или отдельных сменных модулей.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20064918A NO325582B1 (no) | 2006-10-27 | 2006-10-27 | Undersjoisk prosessystem |
PCT/NO2007/000373 WO2008051087A1 (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA200970423A1 EA200970423A1 (ru) | 2009-08-28 |
EA013902B1 true EA013902B1 (ru) | 2010-08-30 |
Family
ID=39324808
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA200970423A EA013902B1 (ru) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Подводная система для добычи нефти и/или газа |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9435186B2 (ru) |
EP (1) | EP2087201B1 (ru) |
CN (1) | CN101523012B (ru) |
AU (1) | AU2007309806B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0719766B1 (ru) |
CA (1) | CA2662942C (ru) |
DK (1) | DK178832B1 (ru) |
EA (1) | EA013902B1 (ru) |
MX (1) | MX2009002702A (ru) |
NO (1) | NO325582B1 (ru) |
TN (1) | TN2009000113A1 (ru) |
WO (1) | WO2008051087A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2668611C2 (ru) * | 2012-12-21 | 2018-10-02 | Сабси 7 Норвэй Ас | Подводная обработка скважинных текучих сред |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8256519B2 (en) | 2008-07-17 | 2012-09-04 | John Daniel Friedemann | System and method for sub-cooling hydrocarbon production fluid for transport |
CA2804737A1 (en) * | 2010-06-22 | 2011-12-29 | Adrian Kaegi | Method for fighting an oilspill in the aftermath of an underwater oil well blowout and installation for carrying out the method |
US20140023439A1 (en) | 2011-02-03 | 2014-01-23 | Marquix, Inc. | Containment unit and method of using same |
US9371724B2 (en) | 2012-07-27 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
EP3066173A1 (en) | 2013-11-07 | 2016-09-14 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermally activated strong acids |
CN103883305B (zh) * | 2014-01-20 | 2014-12-24 | 中国石油大学(华东) | 一种深水海底油水分离及回注装置 |
CN106102855B (zh) | 2014-03-12 | 2017-09-08 | 埃克森美孚上游研究公司 | 具有集砂器的分流式管分离器 |
GB2525609B (en) | 2014-04-28 | 2017-04-19 | Acergy France SAS | Riser system with gas-lift facility |
DK179731B1 (en) | 2014-04-29 | 2019-04-26 | Exxonmobil Upstreamresearch Company | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM |
CA2966156C (en) | 2014-11-17 | 2019-02-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid collection system |
CA2970442A1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-06-23 | Statoil Petroleum As | Subsea manifold system |
US10605075B2 (en) * | 2015-10-29 | 2020-03-31 | Sensia Netherlands B.V. | Systems and methods for acquiring multiphase measurements at a well site |
US10539141B2 (en) * | 2016-12-01 | 2020-01-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
GB2561570B (en) | 2017-04-18 | 2020-09-09 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2561568A (en) | 2017-04-18 | 2018-10-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2576341B (en) * | 2018-08-15 | 2021-05-19 | Subsea 7 Norway As | Subsea frame having structural members which effect fluid communication. |
US12078042B2 (en) * | 2019-08-23 | 2024-09-03 | Petróleo Brasileiro S.A.—Petrobrás | Integrated system for subsea heating and pumping of oil and water injection for reservoir pressurization, and method of heating, of subsea pumping hydraulically actuated and water injection |
CN111287707B (zh) * | 2020-02-19 | 2021-09-21 | 西南石油大学 | 一种利用尾流发电加热海水实现稠油减阻的装置及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3768559A (en) * | 1972-06-30 | 1973-10-30 | Texaco Inc | Oil recovery process utilizing superheated gaseous mixtures |
WO2002092961A2 (en) * | 2001-05-17 | 2002-11-21 | Alpha Thames Ltd. | Fluid transportation system |
US20030056954A1 (en) * | 2001-09-21 | 2003-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2217749A (en) * | 1939-01-26 | 1940-10-15 | Pan American Production Compan | Liquid recovery and gas recycle method |
US2358920A (en) * | 1941-11-27 | 1944-09-26 | Texaco Development Corp | Production of distillate |
US2386036A (en) * | 1943-09-06 | 1945-10-02 | Cross Roy | Method for secondary recovery of oil |
US2809698A (en) * | 1954-10-27 | 1957-10-15 | Pure Oil Co | Process for reducing scale deposition in gas-lift wells |
US2880801A (en) * | 1956-10-03 | 1959-04-07 | Jersey Prod Res Co | Method of increasing recovery of oil |
US3474863A (en) * | 1967-07-28 | 1969-10-28 | Shell Oil Co | Shale oil extraction process |
US3504741A (en) * | 1968-06-27 | 1970-04-07 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
US3590919A (en) | 1969-09-08 | 1971-07-06 | Mobil Oil Corp | Subsea production system |
US3707189A (en) * | 1970-12-16 | 1972-12-26 | Shell Oil Co | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons |
GB8507192D0 (en) * | 1985-03-20 | 1985-04-24 | British Petroleum Co Plc | Subsea pipeline |
US4665989A (en) * | 1986-07-01 | 1987-05-19 | Atlantic Richfield Company | Well production start up method |
US5490562A (en) * | 1995-02-07 | 1996-02-13 | Paragon Engineering Services Incorporated | Subsea flow enhancer |
NO315990B1 (no) * | 2000-08-31 | 2003-11-24 | Abb Research Ltd | Fremgangsmate og system for injisering av gass i et reservoar |
WO2003086976A2 (en) | 2002-04-08 | 2003-10-23 | Abb Offshore Systems, Inc. | Subsea well production facility |
EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
-
2006
- 2006-10-27 NO NO20064918A patent/NO325582B1/no unknown
-
2007
- 2007-10-19 AU AU2007309806A patent/AU2007309806B2/en active Active
- 2007-10-19 WO PCT/NO2007/000373 patent/WO2008051087A1/en active Application Filing
- 2007-10-19 MX MX2009002702A patent/MX2009002702A/es active IP Right Grant
- 2007-10-19 CA CA2662942A patent/CA2662942C/en active Active
- 2007-10-19 US US12/441,430 patent/US9435186B2/en active Active
- 2007-10-19 EA EA200970423A patent/EA013902B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-10-19 BR BRPI0719766-7A patent/BRPI0719766B1/pt active IP Right Grant
- 2007-10-19 EP EP07834782.0A patent/EP2087201B1/en active Active
- 2007-10-19 CN CN2007800383295A patent/CN101523012B/zh active Active
-
2009
- 2009-03-13 DK DKPA200900355A patent/DK178832B1/da not_active IP Right Cessation
- 2009-03-31 TN TN2009000113A patent/TN2009000113A1/fr unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3768559A (en) * | 1972-06-30 | 1973-10-30 | Texaco Inc | Oil recovery process utilizing superheated gaseous mixtures |
WO2002092961A2 (en) * | 2001-05-17 | 2002-11-21 | Alpha Thames Ltd. | Fluid transportation system |
US20030056954A1 (en) * | 2001-09-21 | 2003-03-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2668611C2 (ru) * | 2012-12-21 | 2018-10-02 | Сабси 7 Норвэй Ас | Подводная обработка скважинных текучих сред |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2662942A1 (en) | 2008-05-02 |
EP2087201A4 (en) | 2015-07-22 |
WO2008051087A1 (en) | 2008-05-02 |
CN101523012B (zh) | 2013-07-24 |
NO325582B1 (no) | 2008-06-23 |
MX2009002702A (es) | 2009-03-26 |
AU2007309806B2 (en) | 2013-06-20 |
NO20064918L (no) | 2008-04-28 |
DK200900355A (da) | 2009-03-13 |
BRPI0719766A2 (pt) | 2014-01-28 |
DK178832B1 (da) | 2017-03-06 |
EP2087201B1 (en) | 2017-07-19 |
CA2662942C (en) | 2015-07-07 |
US9435186B2 (en) | 2016-09-06 |
EA200970423A1 (ru) | 2009-08-28 |
CN101523012A (zh) | 2009-09-02 |
BRPI0719766B1 (pt) | 2018-06-19 |
TN2009000113A1 (en) | 2010-08-19 |
EP2087201A1 (en) | 2009-08-12 |
US20100032164A1 (en) | 2010-02-11 |
AU2007309806A1 (en) | 2008-05-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA013902B1 (ru) | Подводная система для добычи нефти и/или газа | |
CA2615524C (en) | Undersea well product transport | |
US11091995B2 (en) | Subsea processing of well fluids | |
CA2327098C (en) | Extended reach tie-back system | |
RU2668611C2 (ru) | Подводная обработка скважинных текучих сред | |
US8327942B2 (en) | Method and an apparatus for cold start of a subsea production system | |
Husy | Marginal fields: Technology enables profitability/Marginal fields and their Challenges | |
WO2023023193A1 (en) | Producing renewable energy underwater | |
Wang et al. | A Thermal Study of the Subsea Bundled Pipelines for Offshore Marginal Oilfields | |
Feder | Developing Technologies Can Lower Subsea Tieback Cost | |
Ronalds et al. | Subsea and Platform Options for Satellite Field Developments | |
Silva et al. | Electrically heated pipe in pipe combined with electrical submersible pumps for deepwater development | |
BRPI0504586B1 (pt) | módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos e método para estocagem submarina e substituição do mesmo |
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 |
|
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 |