EA024584B1 - Система сжатия газа - Google Patents
Система сжатия газа Download PDFInfo
- Publication number
- EA024584B1 EA024584B1 EA201071220A EA201071220A EA024584B1 EA 024584 B1 EA024584 B1 EA 024584B1 EA 201071220 A EA201071220 A EA 201071220A EA 201071220 A EA201071220 A EA 201071220A EA 024584 B1 EA024584 B1 EA 024584B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- flow
- gas
- liquid
- pipe
- compressor
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 title claims abstract description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 title claims abstract description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 135
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 17
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 claims description 5
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 claims description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 19
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 159
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 16
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000007921 spray Substances 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 3
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 239000002344 surface layer Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000112 cooling gas Substances 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000011241 protective layer Substances 0.000 description 1
- -1 pump Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 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
- E21B43/01—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
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D1/00—Radial-flow pumps, e.g. centrifugal pumps; Helico-centrifugal pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/12—Combinations of two or more pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D17/00—Radial-flow pumps, e.g. centrifugal pumps; Helico-centrifugal pumps
- F04D17/08—Centrifugal pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/16—Combinations of two or more pumps ; Producing two or more separate gas flows
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/04—Shafts or bearings, or assemblies thereof
- F04D29/046—Bearings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/05—Shafts or bearings, or assemblies thereof, specially adapted for elastic fluid pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/18—Rotors
- F04D29/22—Rotors specially for centrifugal pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/26—Rotors specially for elastic fluids
- F04D29/28—Rotors specially for elastic fluids for centrifugal or helico-centrifugal pumps for radial-flow or helico-centrifugal pumps
- F04D29/284—Rotors specially for elastic fluids for centrifugal or helico-centrifugal pumps for radial-flow or helico-centrifugal pumps for compressors
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/40—Casings; Connections of working fluid
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/58—Cooling; Heating; Diminishing heat transfer
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/70—Suction grids; Strainers; Dust separation; Cleaning
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/02—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid
- F04F5/04—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid displacing elastic fluids
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/1842—Ambient condition change responsive
- Y10T137/2036—Underwater
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2496—Self-proportioning or correlating systems
- Y10T137/2559—Self-controlled branched flow systems
- Y10T137/2562—Dividing and recombining
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2931—Diverse fluid containing pressure systems
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2931—Diverse fluid containing pressure systems
- Y10T137/3003—Fluid separating traps or vents
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/87265—Dividing into parallel flow paths with recombining
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Thermal Sciences (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе сжатия влажного газа, содержащей компактный формирователь (21) потока, предназначенный для размещения под водой вблизи оборудования устья скважины или в установке на суше, формирователь (21) потока, предназначенный для приема многофазного потока через трубу (11) подачи из подводной скважины для дальнейшей транспортировки таких углеводородов на многофазную принимающую установку, где предпочтительно предотвращается накоплениt песка или удаляется возможно большее его количество из многофазного потока, газ (G) и жидкость (L) разделяют в формирователе (21) потока, после чего отделенный газ (G) и жидкость (L) повторно соединяются и входят в многофазный расходомер (46) перед повышением давления посредством компрессора (22). Блок (22) объединенных многофазного насоса и компрессора, как интегрированный блок, является блоком (22) объединенных многофазного насоса и компрессора, функционирующих по центробежному принципу, использующийся для транспортировки жидкости и газа из формирователя (21) потока на удаленную многофазную принимающую установку.
Description
Настоящее изобретение относится к системе сжатия влажного (неочищенного) газа, содержащей компактный формирователь потока, многофазный расходомер и находящийся ниже по потоку многофазный компрессор, предпочтительно типа центробежного компрессора, разработанной для установки ниже уровня моря (под водой) вблизи устья скважины или на сухой установке, такой как платформа или береговая установка, причем формирователь потока разработан с возможностью приема многофазного потока углеводородов с подводной скважины, транспортировки и предпочтительно предотвращения накопления или максимального возможного удаления песка из мультифазного потока.
Уровень техники
Будущим подводным установкам потребуется оборудование для увеличения давления потока скважины для получения оптимальной эксплуатации коллектора. Использование установок, увеличивающих давление, способствует уменьшению забойного давления в скважине. Это будет приводить к ускорению добычи из коллектора, обеспечению возможности поддержания устойчивого режима потока через обсадную колонну скважины, так что предотвращается образование пробки текучей среды. Известные технические решения содержат использование насосов для перекачки жидкостей (воды и необработанной нефти и т.д.) и смешивание жидкости и газа, где жидкость составляет более 5 об.%, хотя компрессоры, способные к перекачке влажного газа, находятся в разработке и в процессе испытаний. Сегодня компрессоры имеют ограниченную мощность, и увеличение давления и мощности на максимуме ограничено несколькими мегаваттами. Следовательно, существует необходимость разработки систем компрессоров, с возможностью транспортировки больших объемов газа, имеющего, в частности, существенные перепады давления и с мощностью до нескольких десятков мегаватт.
Проблемами, встречающимися при этом, среди прочего, являются перемещение больших рабочих объемов под водой; работа с песком, водой, нефтью/конденсатом и газом; вместе с возможным загрязнением, таким как эксплуатационные химикаты, ингибиторы гидратообразования, загрязнение из коллекторов; и неравномерное распределение таких веществ по времени эксплуатации месторождения; жидкие пробки во время пусковой фазы и переходных режимов и т.д.
Решения для таких систем существуют. Все системы имеют общий знаменатель, а именно их зависимость от функционирования множества компонентов, которые должны работать совместно для получения требуемой работоспособности системы. Многие из данных компонентов известного уровня техники не подходят для использования в морской добыче нефти.
В патенте СВ 2264147 описано дожимное устройство для повышения давления многофазных текучих сред, проходящих из коллектора в пласте на перерабатывающую установку, где дожимное устройство размещено в напорном трубопроводе между коллектором и перерабатывающей установкой. Устройство содержит разделительный сосуд для разделения жидкости и газа, при этом разделительный сосуд имеет вход для подачи смеси нефти и газа перед дальнейшей раздельной транспортировкой газа и жидкости. Дополнительно, дожимное устройство содержит насос с приводом от двигателя, выполненный для перекачки жидкой фазы из скруббера и далее на струйный насос, а отделенному газу обеспечивают прохождение через отдельную трубу на струйный насос. Из струйного насоса смешанные газ и жидкость, затем сжатые, идут на перерабатывающую установку при значительно более высоком давлении, чем давление на входе в разделительный сосуд.
Сущность изобретения
Формирователь потока разработан для приема многофазного потока, в основном углеводородов с одной или множества подводных скважин, для транспортировки и обеспечения равномерного потока газа и жидкости на компрессор влажного газа и предпочтительно для предотвращения накопления песка или удаления как можно большего его количества из многофазного потока. Присутствие потока жидкости из скважины по всему компрессору должно предотвращать образование отложений, создавать условия увеличения давления в установке, обеспечивать охлаждение газа во время стадии сжатия и уменьшать эрозию, поскольку кинетическая энергия возможных частиц поглощается пленкой жидкости, смачивающей всю поверхность контура сжатия.
Задачей настоящего изобретения является создание возможности для работы с большими объемами газа и, связанными с ними, менее значительными объемами жидкости, частично при значительных перепадах давления между двумя текучими средами.
Другой задачей изобретения является увеличение действительной мощности системы на более чем десятки мегаватт.
Еще одной дополнительной задачей изобретения является уменьшение числа критических компонентов в технологической системе на морском дне и выполнение критических компонентов более прочными с введением новых технологических элементов. Такими критическими компонентами или поддерживающими функциями является следующее:
противопомпажный регулирующий клапан, работа с жидкостью разделительного сосуда, насос, манипуляции с песком,
- 1 024584 охладитель, объемные измерения и система управления.
Еще одной дополнительной задачей изобретения является улучшение существующих систем.
Компрессор остается важной частью системы, осуществляя увеличение давления в газе, как свою основную функцию. Компрессор разработан прочным и надежным по условиям движения потока газа/жидкости, с дублированием, несколькими уровнями аварийной защиты и упрощенными вспомогательными системами.
Компрессор установлен вблизи подводных эксплуатационных скважин и должен осуществлять подачу на один выходной трубопровод.
Задачи настоящего изобретения достигают с помощью решений, дополнительно определенных в описывающей части независимого пункта формулы изобретения.
Несколько вариантов осуществления изобретения определены в зависимых пунктах формулы изобретения.
Согласно изобретению создан блок объединенных насоса и компрессора для транспортировки газа и жидкости из формирователя потока в многофазный принимающий блок, такой блок объединенных насоса и компрессора, образующий интегральную часть формирователя потока. Блок насоса и компрессора содержит одну или несколько крыльчаток, функционирующих по центробежному принципу и должен в следующем материале обозначаться компрессором влажного газа. Такой блок должен находиться в положении для придания избыточного давления потоку из скважины, содержащему газ, жидкость и частицы. Компрессор влажного газа может приводить в действие турбина, но предпочтительно привод электродвигателем, интегрированным в один герметичный кожух с компрессором, где технологический газ или газ потока из скважины используют для охлаждающего электродвигателя и подшипников. Газ, нагретый в результате использования для охлаждения электродвигателя, можно перемещать в места, нуждающиеся в обогреве. Указанное может, в частности, являться релевантным для регулирующих клапанов в системе, таких, например, как противопомпажный клапан, для предотвращения образования гидратов или льда в клапанах, при нормальных условиях работы закрытых.
Альтернативный вариант осуществления компрессора влажного газа должен иметь вращающийся и/или статический сепаратор для сбора жидкости во вращающееся кольцевое пространство, так что жидкости сообщается кинетическая энергия, преобразующаяся в энергию давления в статической системе, такой как трубка Пито, и жидкость под давлением подается наружу и мимо компрессорной части блока и после этого смешивается вновь с газом ниже по потоку от блока.
Формирователь потока может предпочтительно включать в себя встроенный блок в форме сепаратора жидкости и устройства разделения фаз выше по потоку от блока объединенных насоса и компрессора. Дополнительно, формирователь потока может быть продолговатым с продольной длиной, в направлении потока текучей среды. Если существует необходимость охлаждения газа перед входом в компрессор, формирователь потока может также включать в себя охладитель. Работа такого формирователя потока может быть основана на различных принципах. Техническое решение основано на признаке, по которому газ и жидкость могут всасываться через отдельные коллекторы и смешиваться сразу выше по потоку от компрессора влажного газа. Жидкость всасывается и распределяется в потоке газа по закону Вентури, при этом такой эффект предпочтительно можно получить посредством сужения входной трубы к крыльчатке, а именно выше по потоку от крыльчатки, так что увеличение скорости газа может давать достаточное пониженное давление, обеспечивающее всасывание жидкости из формирователя потока. Газ и жидкость должны образовывать приблизительно гомогенную смесь перед достижением первой крыльчатки. Соответствующие функции можно также обеспечивать при использовании формирователя потока, где жидкость отделяется в горизонтальной емкости и где повышение уровня жидкости в емкости должно обеспечивать больший поток жидкости в газе, поскольку проходное сечение потока жидкости создают отверстия в вертикально расположенной перфорированной разделяющей стенке. Смешивание газа и жидкости, следовательно, должно затем выполняться в формирователе потока и при этом должна существовать необходимость пропуска газа и жидкости через систему многофазной расходометрии, определяющей объемы газа и жидкости, проходящие через вход компрессора влажного газа. Дополнительно к обычному противопомпажному управлению, такой многофазный расходомер должен также обеспечивать управление разделением фаз, когда количество жидкости значительно увеличивается или пульсирует, это обнаруживается многофазным расходомером, и регулирующий клапан затем (противопомпажный клапан) открывают для обеспечения рециркуляции газа из выхода обратно во вход компрессора влажного газа. Если требуется, система управления обеспечивает снижение частоты оборотов компрессора влажного газа.
Наиболее существенным преимуществом настоящего изобретения является увеличение давления жидкости и газа в одном блоке.
Таким образом, нет необходимости обычного разделения газа и жидкости, и насос жидкости можно исключить. Систему сжатия, следовательно, можно значительно упростить и можно производить по сниженной цене.
- 2 024584
Согласно формуле изобретения заявляется система сжатия газа, содержащая компактный формирователь потока, предназначенный для размещения под водой вблизи устья скважины или на платформе пли суше, причем формирователь потока предназначен для приема многофазного потока углеводородов через трубу подачи из подводной скважины для дальнейшей транспортировки указанного потока на многофазную принимающую установку, причем формирователь потока выполнен с возможностью приема многофазного потока из трубы подачи, по существу, через горизонтальную трубу, при этом формирователь потока выполнен с возможностью разделения указанного потока на газ и жидкость на входе и объединения указанных газа и жидкости на выходе;
по существу, вертикальную трубу, соединенную, по существу, с горизонтальной трубой выше по потоку от формирователя потока, при этом, по существу, вертикальная труба соединена с выходом формирователя потока, выполнена и включает с сужением или клапаном, по существу, между горизонтальной трубой и соединением с формирователем потока, при этом часть газа многофазного потока, по существу, горизонтальной трубы протекает, по существу, через вертикальную трубу и смешивается с потоком, выходящим из формирователя потока;
расположенный, по существу, в вертикальной трубе ниже по потоку от места смешения потоков многофазный расходомер, выполненный с возможностью приема многофазного потока;
расположенный, по существу, в вертикальной трубе ниже по потоку от многофазного расходомера блок объединенных многофазного насоса и компрессора, функционирующий по центробежному принципу и выполненный с возможностью повышения давления многофазного потока, выход указанного блока соединен, по существу, вертикальной выходной трубой с трубой подачи из подводной скважины ниже по потоку от отвода, по существу, в горизонтальную трубу, причем выходная труба соединена через регулирующий клапан, по существу, с вертикальной трубой между многофазным расходомером и местом смешения потоков, при этом регулирующий клапан выполнен с возможностью открывания для рециркулирования газа через указанный блок при определении многофазным расходомером расхода жидкости, превышающее заданное пороговое значение или при пульсирующей подаче текучей среды.
Предпочтительно формирователь потока содержит встроенный блок формирования потока и устройство разделения фаз.
Предпочтительно формирователь потока выполнен в форме горизонтального цилиндра, имеющего диаметр больше диаметра трубы подачи из подводной скважины, и его продольное направление параллельно направлению потока текучей среды.
Предпочтительно блок объединенных насоса и компрессора содержит вращающуюся крыльчатку.
Предпочтительно формирователь потока снабжен внутренним охладителем для уменьшения размеров и сложности системы, осуществляющим теплообмен между текучей средой и окружающей морской водой.
Предпочтительно система дополнительно содержит блок удаления жидкости ниже по потоку от блока объединенных многофазного насоса и компрессора для предотвращения рециркуляции жидкости при использовании регулирующего клапана.
Предпочтительно формирователь потока содержит вторую выпускную трубу для удаления песка через отдельный клапан.
Предпочтительно формирователь потока снабжен расположенным внутри средством, воздействующим на поток и обеспечивающим равномерную подачу жидкости.
Предпочтительно устройство с постоянными магнитами, выполненное с возможностью сбора магнитных частиц из потока, подаваемого на блок объединенных многофазного насоса и компрессора.
Краткое описание чертежей
Ниже описан предпочтительный вариант осуществления изобретения с дополнительными подробностями со ссылками на чертежи, на которых показано следующее.
На фиг. 1. показана схема подводной системы известного уровня техники.
На фиг. 2 показана схема подводной системы, включающей в себя формирователь потока, согласно настоящему изобретению, основанный на законе Вентури.
На фиг. 3а показана схема с дополнительными подробностями блока согласно изобретению.
На фиг. 3Ь показан в увеличенном масштабе признак, обведенный окружностью А на фиг. 3 а.
На фиг. 4 показана схема детали альтернативного варианта осуществления компрессора влажного газа согласно настоящему изобретению.
На фиг. 5 показана типовая подводная система согласно настоящему изобретению, где многофазный расходомер используют для измерения объема газа и жидкостей на выходе компрессора влажного газа, таким образом получая данные, использующиеся в обычной антипомпажной системе регулирования и контуре рециркуляции (антипомпажной линии), и где формирователь потока основан на разделении газа и жидкости и создания управляемого вторичного уноса жидкости в газ в емкости.
На фиг. 6 детально показана подводная система согласно настоящему изобретению, в которой компрессор влажного газа приводится в действие электродвигателем, и где технологический газ используют для предотвращения образования гидрата и льда ниже по потоку от противопомпажного клапана.
- 3 024584
На фиг. 7 показана более подробная схема действия формирователя потока, использующегося в системе, показанной на фиг. 5 и 6.
Подробное описание изобретения
На фиг. 1 показана схема подводной компрессорной системы 10 согласно известному техническому решению. Согласно известному техническому решению система содержит линию 11 подачи, в которую поток из скважины может поступать в результате естественного перелива вследствие избыточного давления в скважине через обычный трубопровод 41, когда клапаны 49 и 51 закрыты, а клапаны 52 и 54 открыты или через компрессорную систему, когда клапаны 49 и 51 открыты, а клапаны 52 и 54 закрыты.
Когда поток из скважины подают в компрессорную систему 10, сначала поток из скважины подают в жидкостный скруббер или сепаратор 12, где газ и жидкость с частицами разделяют. Перед входом жидкостного сепаратора 12 расположен охладитель 13, охлаждающий поток из скважины обычно с 70 до 20°С перед входом потока из скважины в жидкостный сепаратор 12. Охладитель 13 уменьшает температуру потока из скважины так, что жидкость отделяется и доля жидкости увеличивается. Данное уменьшение массового расхода газа, подаваемого в компрессор 17, уменьшает потребность в электроэнергии компрессора 17. Охладитель 13 можно в принципе поставить выше по потоку от компрессора 17, как показано на фиг. 1. Соответствующий охладитель, в принципе, можно также установить ниже по потоку от компрессора 17, при этом обеспечивая температуру ниже предельной температуры ограничения для трубопровода.
Жидкость, отделенную в сепараторе 12, затем подают через устройство 54 измерения объема жидкости и в насос 15. Устройство 54 измерения можно альтернативно расположить выше по потоку от насоса 15. Дополнительно, жидкость из насоса 15 возвращают назад в сепаратор 12 в необходимом объеме посредством регулировки клапана 50. Циркуляция жидкости обеспечивает увеличение рабочего диапазона (большие объемы жидкости), проходящие через насос 15.
Газ, отделяющийся в сепараторе 12, подают в устройство 53 измерения объема и затем в компрессор 17. Компрессор 17 увеличивает давление в газе от обычных 40 бар (4000 кПа) до обычных 120 бар (12000 кПа). Ниже по потоку от выхода компрессора 17 расположен контур рециркуляции, подающий газ через охладитель 55 и обратно выше потоку от сепаратора 12, когда клапан (противопомпажный клапан 19) открывают. Охладитель 55 можно, если необходимо, встраивать во входной охладитель 13 с подачей газа рециркуляции обратно выше по потоку от входного охладителя 13. Рециркуляция газа увеличивает рабочий диапазон компрессора 17 и обеспечивает то, что объем газа, проходящий через компрессор 17, является достаточным во время рабочего цикла и последующего закрытия установки. Увеличение давления в жидкости посредством насоса 15 соответствует увеличению давления в газе посредством компрессора 17.
Газ, приходящий из компрессора 17, затем подают через обратный клапан 57, а жидкость, приходящая из насоса 15, идет через клапан 58 одностороннего действия. Газ из компрессора 17 и жидкость из насоса 15 смешиваются в Υ-образном тройнике 59. Поток из скважины проходит дополнительно в трубопровод 20, принося поток из скважины на многофазную принимающую установку (не показано). Когда требуется, в состав можно включать доохладитель (не показано).
На фиг. 2 показана соответствующая система согласно настоящему изобретению. Согласно данному решению многофазный поток из скважины (не показано), включающий в себя возможный песок, проходит через линию 11 подачи в формирователь 21 потока, где поток текучей среды из скважины стабилизируется посредством разделения жидкости и газа в формирователе 21 потока. Жидкость забирают со дна формирователя 21 потока через выходную трубу 24, а газ забирают в верхней части формирователя потока через выходную трубу 23. Как следствие такого решения - выходная труба 16 с двумя отдельными трубами 23, 24, выполненными, как единая труба 16 газа/жидкости в форме отдельных труб для газа и жидкости, соединена с блоком 22 объединенных насоса и компрессора. Цель создания блок 22 объединенных насоса и компрессора состоит в увеличении давления как в газе, так и в жидкости для дополнительной транспортировки на многофазную установку (не показано). Указанное можно выполнить, как показано на фиг. 3, где предусмотрено равномерное распределение газа и жидкости и подача на компрессор 22 влажного газа для создания увеличения давления в газе и жидкости с пропуском через один коллектор потока/крыльчатку. Альтернативно, указанное можно получить, как показано на фиг. 4, где газ и жидкость разделяют на входе в установку и где газовую фракцию подают на стандартный газовый компрессор, а отделенной жидкости передается достаточная энергия вращения, так что жидкость может транспортироваться из жидкостной камеры 44 с давлением, достаточным для соответствия давлению в газовой фракции на выходе из компрессорного блока.
Выходная труба 16 имеет форму газовой трубы 23, сообщающейся с верхней, заполненной газом частью формирователя 21 потока, а внутренняя жидкостная труба 24, с меньшим диаметром, чем выходная труба 16Ь, сообщается с нижней, заполненной жидкостью частью формирователя 21 потока. Газовая труба 23 заканчивается, как показано на фиг. 3, во входной трубе компрессора 22. Внутренняя жидкостная труба 24 выходит в распыляющее сопло 23', выполненное для равномерного распределения жидкости в газе. Газовая труба 23 соединена с входным фланцем на компрессоре 22. Распыляющее сопло 23' жидкости расположено на входном фланце вблизи крыльчатки 35 компрессора. Из блока 22 объединенных
- 4 024584 насоса и компрессора многофазный поток выводится через трубу 20 в многофазный принимающий блок (не показано). Выходная труба из блока 22 объединенных насоса и компрессора показана на фиг. 2 и 4.
Снизу формирователя 21 потока расположена, если необходимо, вторая выпускная труба 25 для удаления песка. Когда песок необходимо удалить, блок 22 объединенного насоса/компрессора предпочтительно выключают. Трубу можно для данной цели оснащать подходящим клапаном 26. Трубу соединяют таким способом, что если требуется освободить формирователь 21 потока от песка, компрессор останавливают, клапан (не показано) в линии 20 закрывают и клапан 26 открывают, при этом давление в приемной установке уменьшают.
Аналогичным способом, как показано для известного уровня техники на фиг. 1, охладитель 13 устанавливают выше по потоку от формирователя 21 потока. Назначение и температуры, по существу, соответствуют назначению и температурам известного технического решения фиг. 1.
Как показано на фиг. 2, противопомпажный клапан может в данном случае являться излишним. Возможное исключение противопомпажного клапана зависит от характеристик сопротивления потоку трубопровода и характеристик компрессора и должно надлежащим образом учитывать каждый конкретный случай. Характеристики компрессора, полученные недавним анализом и испытаниями, показывают изменение для компрессоров, работающих с двумя фазами и вследствие использования внутренней рециркуляции газа, охлаждающего двигатель, так что необходимость противопомпажного расхода уменьшается.
Формирователь 21 потока согласно настоящему изобретению может предпочтительно быть выполнен вытянутым в направлении потока с сечением больше, чем у подающей трубы 11, что также содействует улучшенному разделению газа С и жидкости Ь и улучшенному отделению возможного песка в потоке.
Самыми нижними точками в компрессоре предпочтительно могут являться выход и/или вход. Указанное обеспечивает простой слив из компрессора 22.
На фиг. 3 а показана схема деталей формирователя 21 потока согласно настоящему изобретению, где газ С и жидкость Ь сначала разделяют в сепараторе 21 выше по потоку от крыльчатки 35 блока. Жидкость Ь всасывается и подается через входную трубу 24, снабженную на одном конце распыляющим соплом 23. Жидкость Ь распределяется, насколько возможно, равномерно в потоке газа С по принципу Вентури, обусловленному сужением линии 36 газовой трубы. Как показано, формирователь 21 потока может являться продолговатым. На одном конце формирователя потока расположена входная труба 27, соединенная с линией 11 подачи. На данном конце расположена направляющая пластина 28 для направления потока текучей среды, входящей в формирователь 21 потока, ко дну. В формирователе 21 потока жидкость Ь и песок должны проходить вниз ко дну блока 21 под действием силы тяжести и уменьшения скорости потока в формирователе 21 потока, обусловленного увеличением проходного сечения потока, а газ С остается в верхней части. Подходящие, прочные внутренние поверхности 29 можно устанавливать внутри формирователя 21 потока. Они представляют собой устройства, увеличивающие эффективность разделения, и делают равномерным на выходе поток жидкости/газа. Важным аспектом является то, что внутренние поверхности 29 предпочтительно также могут содержать охладитель, обеспечивая исключение охладителя, размещенного снаружи формирователя 21 потока выше по потоку от формирователя 21 потока.
Согласно изобретению газ С подают из формирователя 21 потока в блок 22 объединенных насоса и компрессора через выходную трубу 23, а жидкость Ь всасывается через трубу 24. Газ С и жидкость Ь одновременно сжимаются/перекачиваются дополнительно в многофазную принимающую установку (не показано). Прочные внутренние поверхности в формирователе 21 потока могут быть выполнены в форме блока, который оптимизирует разделение фаз и образует эффективное разделение жидкости Ь и газа С, так что жидкость Ь и песок надлежащим образом могут направляться к дну трубы.
Собранный песок можно периодически удалять из формирователя 21 потока с помощью выпускной трубы 25 и подходящего клапана 26.
Альтернативно использованию охладителя 13 или в качестве дополнения, компрессор 22 можно установить на расстоянии от скважины (скважин) с образованием достаточной площади поверхности входной трубы для получения необходимого охлаждения текучей среды в трубе, окруженной морской водой. Указанное зависит от возможной необходимости в защитном слое на трубе и размера трубы (необходимости выполнения траншеи).
Если по технологическим требованиям или для обеспечения бесперебойности работы требуются несколько компрессоров 22, такие компрессоры можно расположить параллельно или в ряд. Если они расположены в ряд, имеется возможность конструирования обоих компрессоров 22 так, что характеристика системы всегда должна находиться справа от противопомпажной линии. Оба компрессора могут также резервировать друг друга. Необходимость функционирования противопомпажного клапана 19 должна быть при этом понижена или исключена. Если следует рассмотреть исключение необходимости противопомпажного клапана 19, данное означает, что запуск компрессора можно выполнять следом за большим или меньшим выравниванием давления трубопровода. Обнаружение помпажа, т.е. нижнего предела стабильного расхода компрессора, реализуют так, что при обнаружении слишком низкого рас- 5 024584 хода компрессор останавливают для предотвращения повреждения от механических колебаний. Для защиты компрессора во время резкого, непреднамеренного прекращения работы может быть предусмотрен необходимый защитный клапан, обеспечивающий быстрое выравнивание давления между входом и выходом компрессора.
Жидкость Ь и частицы можно транспортировать наружу посредством компрессора 22, и сужение 36 расположено во входной трубе к компрессору 22 так, что жидкость Ь всасывается и равномерно распределяется на входе компрессора.
На фиг. 3Ь показан в увеличенном масштабе конец выхода формирователя 21 потока, отмеченный позицией А на фиг. За. Как показано на фиг. 3Ь, газ С подают из формирователя 21 в сужение 36 в форме горловины, ведущей к одной или нескольким крыльчаткам 35, приводимым во вращение посредством двигателя 30. Вследствие сужения 36 в форме горловины и формы отверстия в крыльчатке 35 и также вследствие вращения крыльчатки 35 жидкость дополнительно всасывается через трубу 24 подачи и выходит через распыляющее жидкость сопло 23, образованное сужением на конце трубы 24 подачи. В крыльчатке 35 смесь жидкости Ь и газ С подаются радиально наружу через диффузор 38 и наружу в кольцевое пространство 39, окружающее крыльчатку. Из кольцевого пространства 39 многофазный поток выталкивается под очень высоким давлением через трубопровод (не показано) на многофазную принимающую установку (не показано). На конце крыльчатки 35, обращенном к сужению 35 в форме горловины, расположено уплотнение 40, предотвращающее нештатную протечку газа/жидкости. Механические средства, такие как подшипники крыльчатки 35, средство подвески трубы 24 подачи и т.п., не показаны. Двигатель 30 и компрессор 22 могут предпочтительно соединяться напрямую друг с другом и установлены в общем герметичном кожухе 37, что исключает вращающиеся уплотнения, выходящие в окружающую среду. Двигатель 30 может являться электрическим, гидравлическим или т.п.
На фиг. 4 показан вариант осуществления, где жидкость Ь подается на нулевую ступень, содержащую быстро вращающийся элемент 32, отбрасывающий жидкость Ь к окружности суженной трубы 36 и далее к вращающейся камере 44. Выше по потоку от вращающейся камеры 44 могут быть расположены быстро вращающиеся элементы 32, быстро вращающийся элемент может иметь форму либо стационарного или вращающегося сепаратора. Отделяющий быстро вращающийся элемент 32 разделяет жидкость Ь и газ С, газу С сообщается перемещение вперед к крыльчатке 35 и кольцевому пространству 39 через диффузор 38, а жидкости Ь сообщается перемещение через вход 34 во вращающуюся камеру 44. Вход во вращающуюся камеру 44 может снабжаться как расположенным внутри средством 32 отделения жидкой фазы с частицами от газовой фазы, так кольцевым пространством, образующим коллектор 34 подачи для транспортировки жидкости во вращающуюся камеру 44. Жидкость Ь во вращающейся камере 44 выжимается из вращающейся камеры 44 через отверстие 45 в объединенной выходной трубе/трубке пито 43. Отверстие 45 устроено таким способом, что отверстие расположено в секции вращающейся камеры 44, заполненной жидкостью Ь. Выходная труба 43 для жидкости из вращающейся камеры 44 гидравлически связана с выходом 42 из кольцевого пространства 39 компрессора. Целью является отделение жидкости Ь от газа С непосредственно перед газовой крыльчаткой 35 и приведение жидкости во вращение, т.е. сообщение жидкости Ь достаточной кинетической энергии, так что кинетическую энергию можно получать в диффузоре или трубке пито и преобразовывать такую энергию в энергию давления. Соединение между вращающейся камерой 35 и стационарным блоком 36 снабжено уплотняющим средством 40, обеспечивающим относительное перемещение между двумя частями 35, 36. Для такого решения жидкость Ь под давлением должна обходить компрессорный блок 35, после чего газ С и жидкость Ь смешиваются ниже по потоку от блока.
Для варианта осуществления, показанного на фиг. 3, кольцевое пространство 29 согласно настоящему изобретению также снабжено диффузором 38, расположенным ниже по потоку от выхода из крыльчатки 35.
Вращающаяся камера 44 жидкости должна являться саморегулирующейся, при увеличении заполнения жидкостью камеры 44, давление на точке сбора жидкости должно увеличиваться, таким образом выдавливая жидкость к выходу компрессора. В таком режиме увеличение объема жидкости должно также увеличивать производительность насоса, так что уровень жидкости в формирователе 21 потока держится в приемлемых пределах.
Согласно данному варианту осуществления вращающаяся камера 44 вращается вместе с крыльчаткой 35.
На фиг. 5 показана соответствующая подводная система 10 согласно изобретению. Поток из скважины, состоящий из газа, жидкости и частиц, приходит по трубопроводу 11, по которому получают естественный приток из скважины, когда клапан 13 открыт и клапаны 49 и 51 закрыты. Добычу скважины можно увеличивать, пропуская поток из скважины в подводную систему 10, когда открыты клапан 49 и клапан 51, а клапан 13 закрыт. Выше по потоку от входа формирователя 21 потока оборудован охладитель 13, охлаждающий поток из скважины от обычной температуры 70°С до обычной температуры 40°С. Охладитель 13 уменьшает температуру в потоке из скважины так, что жидкость отделяется, и доля жидкости увеличивается. Данное увеличение в объеме жидкости может в некоторых случаях приводить к увеличенному действующему потреблению в компрессоре 22 влажного газа, так что охладитель 13 в та- 6 024584 ких случаях следует перемещать ниже по потоку от компрессора 22 влажного газа 22 для сохранения температуры ниже температурного ограничения трубопровода. Охладитель 13 может иметь принцип действия, основанный на охлаждении естественной конвекцией окружающей морской водой или основанный на принудительной конвекции. Многофазный расходомер 46 расположен между компрессором 22 влажного газа и формирователем 21 потока. Многофазный расходомер 46 измеряет объем газа и жидкости, проходящий в компрессор 22 влажного газа. При значительных расходах жидкости или пульсирующей подаче текучей среды это может регистрировать многофазный расходомер 46, при этом клапан 19 (противопомпажного клапана), открывается, сохраняя увеличенный объем газа и стабильный режим потока внутри установки. Блок 47 выхода газа, находящийся ниже по потоку от компрессора, обеспечивает циркуляцию очень малого объема жидкости обратно в компрессор 22 влажного газа через контур 18 рециркуляции. Альтернативно, охладитель 48 можно включать в состав контура 18 рециркуляции, так что становится возможной работа компрессора влажного газа, когда клапаны 49 и 51 закрыты, т.е. нет подачи потока из скважины на подводную систему 10. Должна также существовать возможность исключения охладителя 48 с размещением контура рециркуляции 18 выше по потоку от охладителя 13. Согласно настоящему изобретению компрессор 22 влажного газа функционирует как объединенный насос и компрессор, так что подводная система 10, показанная на фиг. 5, упрощена в сравнении с обычной системой, описанной применительно к фиг. 1. Компрессор 22 влажного газа, показанный на фиг. 5, содержит одну или несколько крыльчаток с действием, основанным на центробежном принципе, установленных для вращения интегрированным приводным блоком, таким, например, как турбина или электродвигатель. Присутствие жидкости, проходящей через компрессор 22 влажного газа, может менять рабочее окно (противопомпажной линии) компрессора 22 влажного газа и должен являться необходимым непрерывный мониторинг возможной низкочастотной вибрации, с частотой ниже рабочей частоты вращения вала компрессора влажного газа, с применением анализа вибрационного сигнала от ротора с помощью быстрых преобразований Фурье, который также можно измерять с помощью акселерометра снаружи корпуса установки. Таким путем субсинхронный уровень вибрации (частота вибрации ниже частоты вращения) можно использовать для открытия регулирующего клапана 19 для обеспечения увеличенного потока газа на вход компрессора 22 влажного газа. Дополнительно, присутствие жидкости на входе компрессора 22 влажного газа должно увеличивать степень повышения давления на установке и, как следствие, увеличивать плотность массы текучей среды.
Эрозия от частиц является уменьшенной, поскольку жидкость смачивает вращающиеся поверхности и предотвращает прямое динамическое воздействие частиц на крыльчатку. Дополнительно, жидкость должна равномерно распределяться в радиальном направлении посредством крыльчатки на основе центробежного принципа, и жидкость одновременно переходит в мелкие капли, которые легко может транспортировать газовый поток. Такие мелкие капли должны обеспечивать охлаждение большой поверхности соприкосновения (площади поверхности контакта) между газом и жидкостью, так что газ может эффективно охлаждаться жидкостью во время сжатия посредством компрессора 22 влажного газа. Такое охлаждение газа во время сжатия должно уменьшать требуемое энергопотребление, при этом одновременно температура на выходе компрессора 22 влажного газа должна быть ниже, чем у обычного компрессора. Образование поверхностного слоя в компрессоре 17, обусловленное малыми объемами жидкости, приходящей с газом, содержащей частицы, прилипающие к внутренним поверхностям компрессора 17, когда жидкость испаряется, как следствие увеличенной температуры на компрессоре 17, обычно должно происходить в обычной компрессорной системе, показанной на фиг. 1. В компрессоре 22 влажного газа, показанном на фиг. 5, объем жидкости должен быть значительным и в нормальных условиях находиться в диапазоне 1-5 об.% на входе. Указанное должно обеспечивать присутствие жидкости по всей установке, таким образом исключая образование поверхностного слоя. Обратный клапан 60 расположен ниже по потоку от компрессора 22 влажного газа, предотвращая обратный поток газа и жидкости в компрессор 22 влажного газа. Поток под давлением из скважины затем направляется в трубопровод 20 через открытый клапан 51 для дальнейшей транспортировки на подходящую принимающую установку (не показано).
На фиг. 6 показана подводная установка 10 согласно настоящему изобретению на базе основных компонентов, показанных на фиг. 5, но с дополнительными деталями. Поток из скважины, содержащий газ, жидкость и частицы, направляется в подводную установку 10 через трубопровод 11 и главный клапан 49 и затем проходит через трубу 61, которая может являться горизонтальной, но предпочтительно немного наклоненной для исключения обратного потока к основной линии 11 во время простоя. Вертикальная труба 62 проходит от верха горизонтальной трубы 61 и идет к сужению 63, которое предпочтительно может быть представлено дроссельной пластиной или клапаном. Меньшая часть газа сверху горизонтальной трубы 61 должна проходить в вертикальную трубу 62, а главная часть потока из скважины должна продолжать прохождение в формирователь 21 потока вследствие меньшего сопротивления потоку и затем смешиваться с газом, приходящим из вертикальной трубы 62 ниже по потоку от формирователя 21 потока.
Формирователь 21 потока на фиг. 6 показан более детально на фиг. 7. Труба 61 ведет в формирователь 21 потока, предпочтительно имеющий форму цилиндрической удлиненной емкости. Скорость газа
- 7 024584 существенно уменьшается увеличенным проходным сечением потока, а также использованием стенки 64, обеспечивая возможность осаждения жидкости и частиц в емкости 21. Днище 65 формирователя 21 потока может иметь наклон к выходной трубе 66 для исключения накопления частиц внутри емкости 21, альтернативно, весь формирователь 21 потока можно выполнить соответственно наклонным относительно горизонтальной плоскости, что соответствует функции днища 65. Жидкость и частицы, отделенные в емкости 21 должны встречаться с перфорированной стенкой 67, показанной более детально на сечении А-А' на фиг. 7, снабженной большим числом небольших отверстий 69, через которые жидкость должна проходить и затем последовательно повторно смешиваться с газом выше по потоку от выходной трубы 66. Между днищем формирователя 21 потока и перфорированной пластиной 67 расположено отверстие 68, как показано на фиг. 7, предназначенное обеспечивать отсутствие отделения и накопления или нарастания в емкости 21 песка и других частиц, но их выталкивание вместе с жидкостью через выпускную трубу 66. Функция формирователя 21 потока обеспечена тем, что быстрое изменение объема жидкости на входной трубе 61 на фиг. 6 должно быть сглажено вследствие изменения уровня жидкости внутри емкости 21. При увеличении уровня внутри формирователя 21 потока жидкость должна проходить через увеличивающееся число отверстий 69 в перфорированной стенке 67, при этом увеличивая подачу жидкости в выпускную трубу 66.
Газ и жидкость, приходящие из вертикальной трубы 62 и формирователя 21 потока на фиг. 6, затем проходят через вертикальный многофазный расходомер 46, измеряющий расходы газа и жидкости. Компрессор 22 влажного газа на фиг. 6 (горизонтальный на фигуре, но может иметь любую ориентацию), содержащий одну или несколько крыльчаток, основанных на центробежном принципе, с приводом от электродвигателя, образующего часть компрессора 22 влажного газа, принимает поток из скважины из вертикальной трубы 70 с нижней части. Затем увеличивается давление в потоке из скважины, проходящем через компрессор 22 влажного газа и затем подаваемом в вертикальную трубу 71, расположенную проходящей к нижней стороне компрессора 22 влажного газа. Предназначением вертикальной входной трубы 70 является обеспечение хорошего слива жидкости из компрессора 22 влажного газа во время остановки и соответственно из многофазного расходомера 46 и формирователя 21 потока со связанной с ними трубной системой через пластину 63 дроссельного отверстия и вниз в трубу 61, заканчивающегося в основной трубе 11. Аналогичным способом жидкость можно также сливать со стороны выхода компрессора 22 влажного газа во время остановки, так что жидкость из выходной трубы 71, охладителя 13, блока 47 выхода газа, обратный клапан 60 и клапан 51 со связанными с ними трубами системы проходит самотеком обратно в основную трубу 20. Блок 47 выхода газа обеспечивает рециркуляцию очень малых объемов жидкости обратно выше по потоку от многофазного расходомера 46. Так, контур 18 рециркуляции в режиме нормальной работы используют для увеличения объема потока газа, проходящего через компрессор 22 влажного газа во время остановки или пуска компрессора 22 влажного газа, но также в ситуациях, где многофазный расходомер 46 обнаруживает необычно высокий уровень жидкости или возможно нестабильное колебание расхода жидкости. Регулирующий клапан 19 должен также открываться, если появляющиеся частоты вибрации ниже частоты вращения вала компрессора влажного газа, что может указывать на прохождение рециркуляции газа в одной или нескольких стационарных или вращающихся частях внутри компрессора 22 влажного газа. Согласно технологии известного уровня техники технологический газ используют для охлаждения электродвигателя и подшипников и подают из компрессора 22 влажного газа для создания избыточного давления в данных частях в сравнении с давлением на входе компрессора 22 влажного газа. Такой охлаждающий газ, взятый из компрессора 22 влажного газа, может содержать жидкости и частицы, поскольку компрессор 22 влажного газа сжимает необработанную смесь потока из скважины. Такие частицы, являющиеся магнитными, могут откладываться и накапливаться внутри электродвигателя и в подшипниках и на них. Поэтому предложено использование устройства, где элементы постоянных магнитов встроены в стенку трубы или включены в состав отдельной камеры для сбора таких магнитных частиц перед подачей технологического газа в область электродвигателей и подшипников. Таким способом предотвращают отложение магнитных частиц в электродвигателе или подшипниках, использующихся в компрессоре 22 влажного газа. Газ, нагретый после использования для охлаждения электродвигателя, можно подавать от электродвигателя в трубу 72 через обратный клапан 73 и в трубу, находящуюся ниже по потоку от регулирующего клапана 19 (противопомпажного клапана), для предотвращения образования гидратов или льда во время нормальной эксплуатации, когда регулирующий клапан закрыт. Как дополнительная функция, нагретый газ можно подавать в рубашку нагрева, окружающую регулирующую клапан 15 для нагрева всего клапана 15, если необходимо, до подачи нагретого газа ниже по потоку от регулирующего клапана 15. Поток из скважины под давлением, таким образом, должен быть направлен с подводной установки 10 по основному трубопроводу 20 на подходящую принимающую установку (не показано).
- 8 024584
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система (10) сжатия газа, содержащая компактный формирователь (21) потока, предназначенный для размещения под водой вблизи устья скважины или на платформе или суше, причем формирователь (21) потока предназначен для приема многофазного потока углеводородов через трубу (11) подачи из подводной скважины для дальнейшей транспортировки указанного потока на многофазную принимающую установку, причем формирователь (21) потока выполнен с возможностью приема многофазного потока из трубы (11) подачи, по существу, через горизонтальную трубу (61), при этом формирователь (21) потока выполнен с возможностью разделения указанного потока на газ и жидкость на входе и объединения указанных газа и жидкости на выходе;по существу, вертикальную трубу (62), соединенную, по существу, с горизонтальной трубой (61) выше по потоку от формирователя (21) потока, при этом, по существу, вертикальная труба (62) соединена с выходом формирователя (21) потока, выполнена с сужением или клапаном (63), по существу, между горизонтальной трубой (61) и соединением с формирователем (21) потока, при этом часть газа многофазного потока, по существу, горизонтальной трубы протекает, по существу, через вертикальную трубу и смешивается с потоком, выходящим из формирователя потока;расположенный, по существу, в вертикальной трубе (62) ниже по потоку от места смешения потоков многофазный расходомер (46), выполненный с возможностью приема многофазного потока;расположенный, по существу, в вертикальной трубе (62) ниже по потоку от многофазного расходомера (46) блок (22) объединенных многофазного насоса и компрессора, функционирующий по центробежному принципу и выполненный с возможностью повышения давления многофазного потока, выход указанного блока (22) соединен, по существу, вертикальной выходной трубой (71) с трубой (11) подачи из подводной скважины ниже по потоку от отвода, по существу, в горизонтальную трубу, причем выходная труба (71) соединена через регулирующий клапан (19), по существу, с вертикальной трубой (62) между многофазным расходомером (46) и местом смешения потоков, при этом регулирующий клапан (19) выполнен с возможностью открывания для рециркулирования газа через указанный блок при определении многофазным расходомером расхода жидкости, превышающего заданное пороговое значение, или при пульсирующей подаче текучей среды.
- 2. Система по п.1, в которой формирователь (21) потока содержит встроенный блок формирования (21) потока и устройство разделения фаз.
- 3. Система по п.1 или 2, в которой формирователь (21) потока выполнен в форме горизонтального цилиндра, имеющего диаметр больше диаметра трубы (11) подачи из подводной скважины, и его продольное направление параллельно направлению потока текучей среды.
- 4. Система по любому из пп.1-3, в которой блок (22) объединенных насоса и компрессора содержит вращающуюся крыльчатку (35).
- 5. Система по любому из пп.1-4, в которой формирователь (21) потока снабжен внутренним охладителем (13) для уменьшения размеров и сложности системы, осуществляющим теплообмен между текучей средой и окружающей морской водой.
- 6. Система по любому из пп.1-5, дополнительно содержащая блок (47) удаления жидкости ниже по потоку от блока (22) объединенных многофазного насоса и компрессора для предотвращения рециркуляции жидкости при использовании регулирующего клапана (19).
- 7. Система по любому из пп.1-6, в которой формирователь (21) потока содержит вторую выпускную трубу (25) для удаления песка через отдельный клапан.
- 8. Система по любому из пп.1-7, в которой формирователь (21) потока снабжен расположенным внутри средством (64, 67), воздействующим на поток и обеспечивающим равномерную подачу жидкости.
- 9. Система по любому из пп.1-8, содержащая устройство с постоянными магнитами, выполненное с возможностью сбора магнитных частиц из потока, подаваемого на блок (22) объединенных многофазного насоса и компрессора.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20081911A NO328277B1 (no) | 2008-04-21 | 2008-04-21 | Gasskompresjonssystem |
| PCT/NO2009/000126 WO2009131462A2 (en) | 2008-04-21 | 2009-04-02 | Gas compression system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201071220A1 EA201071220A1 (ru) | 2011-10-31 |
| EA024584B1 true EA024584B1 (ru) | 2016-10-31 |
Family
ID=40786775
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201071220A EA024584B1 (ru) | 2008-04-21 | 2009-04-02 | Система сжатия газа |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (3) | US9032987B2 (ru) |
| EP (1) | EP2288786B1 (ru) |
| AU (1) | AU2009238753B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0911223B1 (ru) |
| CA (1) | CA2720678C (ru) |
| DK (1) | DK178564B1 (ru) |
| EA (1) | EA024584B1 (ru) |
| MX (1) | MX2010011362A (ru) |
| NO (1) | NO328277B1 (ru) |
| WO (1) | WO2009131462A2 (ru) |
Families Citing this family (38)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO328277B1 (no) * | 2008-04-21 | 2010-01-18 | Statoil Asa | Gasskompresjonssystem |
| WO2010077932A1 (en) | 2008-12-17 | 2010-07-08 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for improved subsea production control |
| NO331264B1 (no) * | 2009-12-29 | 2011-11-14 | Aker Subsea As | System og fremgangsmåte for styring av en undersjøisk plassert kompressor, samt anvendelse av en optisk sensor dertil |
| EP2590723B1 (en) * | 2010-07-09 | 2019-08-28 | Dresser-Rand Company | Multistage separation system |
| NO333438B1 (no) * | 2010-07-14 | 2013-06-03 | Statoil Asa | Fremgangsmate og apparat for sammensetningsbasert kompressorkontroll og ytelsesovervaking. |
| CN101915854B (zh) * | 2010-08-06 | 2011-12-14 | 中国石油大学(北京) | 一种用于测定气井出砂临界流速的装置及方法 |
| GB2493749B (en) * | 2011-08-17 | 2016-04-13 | Statoil Petroleum As | Improvements relating to subsea compression |
| WO2013070547A1 (en) * | 2011-11-08 | 2013-05-16 | Dresser-Rand Company | Compact turbomachine system with improved slug flow handling |
| US9624936B2 (en) | 2012-05-16 | 2017-04-18 | Compressor Controls Corporation | Turbocompressor antisurge control by vibration monitoring |
| GB201211937D0 (en) * | 2012-07-03 | 2012-08-15 | Caltec Ltd | A system to boost the pressure of multiphase well fluids and handle slugs |
| NO337108B1 (no) * | 2012-08-14 | 2016-01-25 | Aker Subsea As | Flerfase trykkforsterkningspumpe |
| WO2014105667A2 (en) | 2012-12-26 | 2014-07-03 | Becton, Dickinson And Company | Pen needle assembly |
| WO2015018945A2 (en) | 2013-08-09 | 2015-02-12 | Linde Aktiengesellschaft | Subsea well stream treatment |
| US20150362198A1 (en) * | 2014-06-15 | 2015-12-17 | Unimicron Technology Corp. | Dehumidification apparatus and dehumidification method |
| US20160003558A1 (en) * | 2014-07-03 | 2016-01-07 | General Electric Company | Fluid processing system, heat exchange sub-system, and an associated method thereof |
| US10578128B2 (en) | 2014-09-18 | 2020-03-03 | General Electric Company | Fluid processing system |
| EP3212990A4 (en) * | 2014-10-27 | 2018-09-19 | Dresser-Rand Company | Pistonless subsea pump |
| US20160138595A1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-05-19 | General Electric Company | Subsea fluid processing system with intermediate re-circulation |
| US10801482B2 (en) | 2014-12-08 | 2020-10-13 | Saudi Arabian Oil Company | Multiphase production boost method and system |
| EA032547B1 (ru) * | 2014-12-23 | 2019-06-28 | Эни С.П.А. | Оптоволоконная система для измерения вибраций в многофазных потоках и соответствующий способ контроля многофазных потоков |
| FR3033371B1 (fr) * | 2015-03-06 | 2018-09-21 | Thermodyn | Separateur liquide/gaz et groupe motocompresseur centrifuge dote d'un tel separateur |
| RU2724429C2 (ru) | 2015-06-26 | 2020-06-23 | Статойл Петролеум Ас | Определение фазового состава потока текучей среды |
| US10619462B2 (en) | 2016-06-18 | 2020-04-14 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Compressor for gas lift operations, and method for injecting a compressible gas mixture |
| NO341968B1 (en) * | 2015-10-09 | 2018-03-05 | Fmc Kongsberg Subsea As | Method for controlling liquid content in gas flow to a wet gas compressor |
| US9772061B2 (en) * | 2015-10-21 | 2017-09-26 | Pal Farkas | Examination process for the in situ determination of rate of feeding an inhibitor into a gas pipeline for preventing hydrate formation |
| IT201600070842A1 (it) * | 2016-07-07 | 2018-01-07 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | Metodo e sistema di controllo anti-pompaggio adattivo |
| GB2558662B (en) | 2017-01-17 | 2021-11-24 | Equinor Energy As | Gas compressor cleaning |
| GB2559418B (en) * | 2017-02-07 | 2022-01-05 | Equinor Energy As | Method and system for CO2 enhanced oil recovery |
| US11835067B2 (en) | 2017-02-10 | 2023-12-05 | Carnot Compression Inc. | Gas compressor with reduced energy loss |
| US11209023B2 (en) | 2017-02-10 | 2021-12-28 | Carnot Compression Inc. | Gas compressor with reduced energy loss |
| US10359055B2 (en) * | 2017-02-10 | 2019-07-23 | Carnot Compression, Llc | Energy recovery-recycling turbine integrated with a capillary tube gas compressor |
| US11725672B2 (en) | 2017-02-10 | 2023-08-15 | Carnot Compression Inc. | Gas compressor with reduced energy loss |
| GB201705517D0 (en) * | 2017-04-05 | 2017-05-17 | Statoil Petroleum As | Fluid flow conditioning |
| BR102017009824B1 (pt) * | 2017-05-10 | 2023-12-19 | Fmc Technologies Do Brasil Ltda | Sistema para circulação de gás em espaços anulares de máquinas rotativas |
| NO344895B1 (en) * | 2018-05-14 | 2020-06-15 | Aker Solutions As | Subsea process system and method of operation |
| US11131173B2 (en) * | 2019-02-07 | 2021-09-28 | Siemens Energy, Inc. | Pump system for gas entrainment |
| IT201900023883A1 (it) * | 2019-12-13 | 2021-06-13 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | Compressore con un sistema per rimuovere liquido dal compressore |
| WO2023102466A1 (en) * | 2021-12-02 | 2023-06-08 | Occidental Oil And Gas Corporation | System and method for separating gases from oil production streams |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2239676A (en) * | 1989-11-10 | 1991-07-10 | Bhr Group Ltd | Pumping gas/liquid mixtures |
| WO1992014061A1 (en) * | 1991-02-08 | 1992-08-20 | Kværner Rosenberg A.S. Kværner Subsea Contracting | A method of operating a compressor system in a subsea station for transporting a well stream, and a compressor system in a subsea station for transporting a well stream |
| US5393202A (en) * | 1991-12-27 | 1995-02-28 | Institut Francais Du Petrole | Process and device for optimizing the transfer by pumping of multiphase effluents |
| FR2774137A1 (fr) * | 1998-01-28 | 1999-07-30 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de compression de gaz humide comportant un etage de compression/separation integrees |
| EP0989306A1 (fr) * | 1998-09-24 | 2000-03-29 | Institut Francais Du Petrole | Système de compression-pompage comportant une section de compression en fonctionnement alterné et son procédé |
| US20010005483A1 (en) * | 1997-11-19 | 2001-06-28 | Yves Charron | Device and process intended for two-phase compression of a gas soluble in a solvent |
| WO2001050024A1 (en) * | 1999-12-31 | 2001-07-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for optimizing the performance of a rotodynamic multi-phase flow booster |
| US6267560B1 (en) * | 1998-01-28 | 2001-07-31 | Institut Francais Du Petrole | Wet gas compression method with evaporation of the liquid |
| WO2003033870A1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-24 | Alpha Thames Ltd | Multiphase fluid conveyance system |
| WO2005026497A1 (en) * | 2003-09-12 | 2005-03-24 | Kværner Oilfield Products A.S. | Subsea compression system and method |
Family Cites Families (55)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA971113A (en) * | 1970-06-15 | 1975-07-15 | Avco Corporation | Separation of liquid-liquid multiphase mixtures |
| US4144754A (en) * | 1977-03-18 | 1979-03-20 | Texaco Inc. | Multiphase fluid flow meter |
| GB8506628D0 (en) | 1985-03-14 | 1985-04-17 | Hayward Tyler Ltd | Gas compressing apparatus |
| NO863630L (no) | 1986-09-11 | 1988-03-14 | Hayward Tyler Ltd | Gasskomprimeringsapparat for gassoverfoeringsroerledninger. |
| DE3729486C1 (de) * | 1987-09-03 | 1988-12-15 | Gutehoffnungshuette Man | Kompressoreinheit |
| DE3730671A1 (de) | 1987-09-12 | 1989-04-13 | Ksb Ag | Vorrichtung zur unterseeischen foerderung von erdoel und erdgas |
| NO162782C (no) | 1987-10-05 | 1990-02-14 | Kvaerner Subsea Contracting | Sentrifugalenhet og fremgangsmaate ved igangkjoering av en sentrifugalenhet. |
| US5660532A (en) | 1988-05-02 | 1997-08-26 | Institut Francais Du Petrole | Multiphase piston-type pumping system and applications of this system |
| CA1326476C (en) | 1988-09-30 | 1994-01-25 | Vaclav Kulle | Gas compressor having dry gas seals for balancing end thrust |
| CA1309996C (en) * | 1988-12-13 | 1992-11-10 | Vaclav Kulle | Axial thrust reducing arrangement for gas compressor having an overhung impeller shaft |
| NO172555C (no) * | 1989-01-06 | 1993-08-04 | Kvaerner Subsea Contracting As | Undervannsstasjon for behandling og transport av en broennstroem |
| DE3901771A1 (de) | 1989-01-21 | 1990-08-02 | Palitex Project Co Gmbh | Verfahren zum transport eines spulenpaketes aus mindestens zwei garnspulen zu einer zwirnmaschine sowie einrichtung zur durchfuehrung des verfahrens |
| US5254292A (en) * | 1989-02-02 | 1993-10-19 | Institut Francais Du Petrole | Device for regulating and reducing the fluctuations in a polyphasic flow, and its use |
| GB8921071D0 (en) | 1989-09-18 | 1989-11-01 | Framo Dev Ltd | Pump or compressor unit |
| IT1245119B (it) | 1991-01-29 | 1994-09-13 | Nuovopignone Ind Meccaniche Ef | Sistema perfezionato di recupero dell'olio di lubrificazione per i cuscini di un compressore centrifugo con tenute a labirinto |
| NO172556C (no) | 1991-02-08 | 1993-08-04 | Kvaerner Rosenberg As Kvaerner | Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem |
| NO172076C (no) | 1991-02-08 | 1993-06-02 | Kvaerner Rosenberg As Kvaerner | Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem |
| IT1248296B (it) * | 1991-04-11 | 1995-01-05 | Nuovopignone Ind Meccaniche Ef | Perfezionamento del sistema di sbarramento per l'olio di lubrificazione dei cuscini di un compressore centrifugo con tenute a labirinti installato in ambiente confinato |
| NO173197C (no) | 1991-07-10 | 1993-11-10 | Kvaerner Rosenberg As Kvaerner | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg og kompressoranlegg |
| GB2264147A (en) * | 1992-02-12 | 1993-08-18 | Peco Machine Shop & Inspection | Multi-phase pumping arrangement |
| US5576495A (en) * | 1995-10-23 | 1996-11-19 | The Babcock & Wilcox Company | Two phase flow meter |
| US5795135A (en) | 1995-12-05 | 1998-08-18 | Westinghouse Electric Corp. | Sub-sea pumping system and an associated method including pressure compensating arrangement for cooling and lubricating fluid |
| US6059539A (en) * | 1995-12-05 | 2000-05-09 | Westinghouse Government Services Company Llc | Sub-sea pumping system and associated method including pressure compensating arrangement for cooling and lubricating |
| WO1999035369A1 (en) * | 1998-01-09 | 1999-07-15 | Den Norske Stats Oljeselskap A.S. | Introduction of air into injection water |
| FR2774136B1 (fr) | 1998-01-28 | 2000-02-25 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de compression-pompage monoarbre associe a un separateur |
| US6164308A (en) * | 1998-08-28 | 2000-12-26 | Butler; Bryan V. | System and method for handling multiphase flow |
| US6214092B1 (en) * | 1998-11-12 | 2001-04-10 | Larry G. Odom | Fracturing material separator apparatus |
| DE19854539C1 (de) * | 1998-11-26 | 2000-04-06 | Daimler Chrysler Ag | Belüftungsvorrichtung für Fahrzeuge |
| GB9912666D0 (en) * | 1999-05-29 | 1999-07-28 | Specialised Petroleum Serv Ltd | Magnetic well cleaning apparatus |
| NL1018212C2 (nl) | 2001-06-05 | 2002-12-10 | Siemens Demag Delaval Turbomac | Compressoreenheid omvattende een centrifugaalcompressor en een elektromotor. |
| EP1399679B1 (en) | 2001-06-06 | 2006-10-25 | Howden Power A/S | An air outlet unit for a large blower assembly |
| US6592654B2 (en) * | 2001-06-25 | 2003-07-15 | Cryogenic Group Inc. | Liquid extraction and separation method for treating fluids utilizing flow swirl |
| US20030085036A1 (en) * | 2001-10-11 | 2003-05-08 | Curtis Glen A | Combination well kick off and gas lift booster unit |
| US6644400B2 (en) * | 2001-10-11 | 2003-11-11 | Abi Technology, Inc. | Backwash oil and gas production |
| GB0124617D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Eng | Method and apparatus for collecting sand contained in production fluid and disposing of the collected sand |
| DE50206223D1 (de) * | 2001-10-22 | 2006-05-18 | Sulzer Pumpen Ag | Wellenabdichtungsanordnung für eine Pumpe zur Förderung heisser Fluide |
| NO20015199L (no) | 2001-10-24 | 2003-04-25 | Kvaerner Eureka As | Fremgangsmåte ved drift av en undervannsplassert, roterende innretning og en anordning ved en slik innretning |
| GB0204139D0 (en) | 2002-02-21 | 2002-04-10 | Alpha Thames Ltd | Electric motor protection system |
| NL1021656C2 (nl) * | 2002-10-15 | 2004-04-16 | Siemens Demag Delaval Turbomac | Compressoreenheid met gemeenschappelijke behuizing voor elektromotor en compressor, werkwijze voor het vervaardigen van een scheidingswand voor een compressoreenheid en gebruik van een compressoreenheid. |
| ITMI20022337A1 (it) | 2002-11-05 | 2004-05-06 | Nuovo Pignone Spa | Assieme di bilanciamento di spinta assiale per un |
| NO320427B1 (no) * | 2002-12-23 | 2005-12-05 | Norsk Hydro As | Et system og fremgangsmate for a forutsi og handtere vaeske- eller gassplugger i et rorledningssystem |
| US6907933B2 (en) * | 2003-02-13 | 2005-06-21 | Conocophillips Company | Sub-sea blow case compressor |
| HUE029908T2 (hu) | 2003-03-10 | 2017-04-28 | Thermodyn | Centrifugálkompresszor egység |
| FR2853700B1 (fr) | 2003-04-11 | 2006-06-16 | Thermodyn | Groupe moto-compresseur centrifuge a refrigeration assistee. |
| RU2304233C2 (ru) | 2003-04-11 | 2007-08-10 | Термодин | Центробежный компрессорный агрегат |
| JP4009953B2 (ja) | 2003-05-14 | 2007-11-21 | オムロン株式会社 | 物体検知センサ |
| NO323240B1 (no) | 2003-07-02 | 2007-02-12 | Kvaerner Oilfield Prod As | Anordning for regulering av trykket i undervanns kompressormodul |
| NO323324B1 (no) | 2003-07-02 | 2007-03-19 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmate for regulering at trykket i en undervannskompressormodul |
| NO20055727L (no) * | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Norsk Hydro Produksjon As | Elektrisk undervanns kompresjonssystem |
| US7686086B2 (en) * | 2005-12-08 | 2010-03-30 | Vetco Gray Inc. | Subsea well separation and reinjection system |
| US7448447B2 (en) * | 2006-02-27 | 2008-11-11 | Schlumberger Technology Corporation | Real-time production-side monitoring and control for heat assisted fluid recovery applications |
| FR2899288B1 (fr) * | 2006-03-30 | 2008-06-13 | Total Sa | Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique |
| NO325702B1 (no) * | 2006-07-06 | 2008-07-07 | Compressed Energy Tech As | System, fartøy og fremgangsmåte for produksjon av olje og tyngre gassfraksjoner fra et reservoar under havbunnen |
| NO325979B1 (no) * | 2006-07-07 | 2008-08-25 | Shell Int Research | System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom |
| NO328277B1 (no) * | 2008-04-21 | 2010-01-18 | Statoil Asa | Gasskompresjonssystem |
-
2008
- 2008-04-21 NO NO20081911A patent/NO328277B1/no unknown
-
2009
- 2009-04-02 CA CA2720678A patent/CA2720678C/en active Active
- 2009-04-02 AU AU2009238753A patent/AU2009238753B2/en active Active
- 2009-04-02 BR BRPI0911223-5A patent/BRPI0911223B1/pt active IP Right Grant
- 2009-04-02 US US12/988,769 patent/US9032987B2/en active Active
- 2009-04-02 EP EP09734652.2A patent/EP2288786B1/en active Active
- 2009-04-02 MX MX2010011362A patent/MX2010011362A/es active IP Right Grant
- 2009-04-02 EA EA201071220A patent/EA024584B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2009-04-02 WO PCT/NO2009/000126 patent/WO2009131462A2/en active Application Filing
- 2009-12-21 DK DKPA200970290A patent/DK178564B1/da not_active IP Right Cessation
-
2015
- 2015-04-24 US US14/695,836 patent/US9784075B2/en active Active
- 2015-04-24 US US14/696,008 patent/US9784076B2/en active Active
Patent Citations (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2239676A (en) * | 1989-11-10 | 1991-07-10 | Bhr Group Ltd | Pumping gas/liquid mixtures |
| WO1992014061A1 (en) * | 1991-02-08 | 1992-08-20 | Kværner Rosenberg A.S. Kværner Subsea Contracting | A method of operating a compressor system in a subsea station for transporting a well stream, and a compressor system in a subsea station for transporting a well stream |
| US5393202A (en) * | 1991-12-27 | 1995-02-28 | Institut Francais Du Petrole | Process and device for optimizing the transfer by pumping of multiphase effluents |
| US20010005483A1 (en) * | 1997-11-19 | 2001-06-28 | Yves Charron | Device and process intended for two-phase compression of a gas soluble in a solvent |
| FR2774137A1 (fr) * | 1998-01-28 | 1999-07-30 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif de compression de gaz humide comportant un etage de compression/separation integrees |
| US6267560B1 (en) * | 1998-01-28 | 2001-07-31 | Institut Francais Du Petrole | Wet gas compression method with evaporation of the liquid |
| EP0989306A1 (fr) * | 1998-09-24 | 2000-03-29 | Institut Francais Du Petrole | Système de compression-pompage comportant une section de compression en fonctionnement alterné et son procédé |
| US6296690B1 (en) * | 1998-09-24 | 2001-10-02 | Institut Francais Du Petrole | Compression-pumping system comprising an alternating compression section and its process |
| WO2001050024A1 (en) * | 1999-12-31 | 2001-07-12 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method and system for optimizing the performance of a rotodynamic multi-phase flow booster |
| WO2003033870A1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-04-24 | Alpha Thames Ltd | Multiphase fluid conveyance system |
| WO2005026497A1 (en) * | 2003-09-12 | 2005-03-24 | Kværner Oilfield Products A.S. | Subsea compression system and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150322763A1 (en) | 2015-11-12 |
| CA2720678A1 (en) | 2009-10-29 |
| BRPI0911223B1 (pt) | 2019-08-06 |
| AU2009238753A1 (en) | 2009-10-29 |
| MX2010011362A (es) | 2010-11-09 |
| CA2720678C (en) | 2018-02-13 |
| US9784076B2 (en) | 2017-10-10 |
| DK200970290A (en) | 2009-12-21 |
| EA201071220A1 (ru) | 2011-10-31 |
| EP2288786B1 (en) | 2023-08-02 |
| US20150322749A1 (en) | 2015-11-12 |
| DK178564B1 (da) | 2016-06-27 |
| AU2009238753B2 (en) | 2015-04-23 |
| WO2009131462A3 (en) | 2010-01-07 |
| US9784075B2 (en) | 2017-10-10 |
| EP2288786A2 (en) | 2011-03-02 |
| NO20081911L (no) | 2009-04-29 |
| BRPI0911223A2 (pt) | 2015-09-29 |
| US9032987B2 (en) | 2015-05-19 |
| NO328277B1 (no) | 2010-01-18 |
| WO2009131462A2 (en) | 2009-10-29 |
| US20110048546A1 (en) | 2011-03-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA024584B1 (ru) | Система сжатия газа | |
| EP2029893B1 (en) | Improvements in subsea multiphase pumping systems | |
| AU2009280364B2 (en) | Device for separating and collecting fluid in gas from a reservoir | |
| US6171074B1 (en) | Single-shaft compression-pumping device associated with a separator | |
| US9388679B2 (en) | Downhole gas and liquid separation | |
| BRPI0709151A2 (pt) | unidade compressora e método de montagem | |
| US20200088201A1 (en) | Multiphase pump | |
| AU2015202855B2 (en) | Gas compression system and method of flow conditioning | |
| RU2406917C2 (ru) | Способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и система для его осуществления | |
| Guo et al. | Air Entrainment Flow Characteristics of Horizontal and Elbow Type Gate Pump-Sump Models | |
| RU2578553C1 (ru) | Насосный узел, групповая замерная установка и способ ее эксплуатации | |
| Bokov et al. | The study of cavitation characteristics of a heavy liquid-metal coolant | |
| US3269326A (en) | Wellpoint system | |
| EP0554937B1 (en) | Liquid ring pump | |
| RU28384U1 (ru) | Устройство повышения давления всасывания мощных погружных центробежных насосов | |
| RU158480U1 (ru) | Насосное устройство для перекачки продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором |
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 AZ BY KZ KG MD TJ TM |