NO173838B

NO173838B - PROCEDURE FOR TREATMENT AND TRANSPORTATION OF OIL AND GAS PRODUCED BY BURNER ON THE SEA

Info

Publication number: NO173838B
Application number: NO89894106A
Authority: NO
Inventors: Kolbjoern Moen; Knut Vasstrand
Original assignee: Aker Eng As
Priority date: 1988-10-14
Filing date: 1989-10-13
Publication date: 1993-11-01
Also published as: NO894106D0; NO894106L; NO173838C

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for behandling og transport av olje og gass produsert av brønner på sjøbunnen, hvor olje og gass separeres i én eller noen av flere beholdere plassert på sjøbunnen før ytterligere transport i separate ledninger. The present invention relates to a method for processing and transporting oil and gas produced by wells on the seabed, where oil and gas are separated in one or some of several containers placed on the seabed before further transport in separate lines.

Formålet er å etablere et mer økonomisk konsept for brønn-testing, tidlig produksjon eller produksjon. Oppfinnelsen kan utnyttes på forskjellige måter og gir produkter tilpasset installasjonens og feltets behov, f.eks. ved å samle oljen istedenfor å brenne den under brønntesting, ved å fraseparere vann og ved å separere gass og olje ved høyt trykk før transport og endelig behandling på en annen plattform i nærheten (avstand fra 10 til 50 km), eller ved å stabilisere oljen med tilstrekkelig lavt damptrykk til å muliggjøre transport av denne ved hjelp av tankskip. Oppfinnelsen omfatter ikke behandling av gass, men slik behandling (tørking og rekomprimering) ville kunne utføres sammen med oppfinnelsen. The purpose is to establish a more economical concept for well testing, early production or production. The invention can be utilized in various ways and provides products adapted to the needs of the installation and the field, e.g. by collecting the oil instead of burning it during well testing, by separating water and by separating gas and oil at high pressure before transport and final treatment on another platform nearby (distance from 10 to 50 km), or by stabilizing the oil with sufficiently low vapor pressure to enable its transport by tanker. The invention does not include treatment of gas, but such treatment (drying and recompression) could be carried out together with the invention.

Som system for anvendelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan benyttes en lagertank av betong som har flere lagrings- og behandlingsceller og som er neddykket på sjø-bunnen. Oljen kan transporteres fra denne lagertank ved hjelp av tankskip som anløper feltet med jevne mellomrom. 01jelagertankene må være store nok til å romme oljen som produseres mellom tankskipenes anløp. As a system for applying the method according to the invention, a concrete storage tank can be used which has several storage and treatment cells and which is submerged on the seabed. The oil can be transported from this storage tank using tankers that call at the field at regular intervals. 01the oil storage tanks must be large enough to accommodate the oil produced between the tankers' calls.

Systemets separatorer kan anordnes som seksjoner eller celler i lagertanken. De er forbundet med én eller flere brønner, som fortrinnsvis er anordnet i sentrum av lagertanken. Undervanns ventilasjonsledninger til havoverflaten er forbundet med separatorseksjonene og ender i en bøye, et tårn eller lignende på overflaten. Losseledningen for olje til tankskipene utgår fra toppen av lagertanken. Lossingen av olje kan baseres på forskjellen i densitet mellom vann og olje, eventuelt med tilhjelp av en hjelpepumpe (booster pumpe) . The system's separators can be arranged as sections or cells in the storage tank. They are connected by one or more wells, which are preferably arranged in the center of the storage tank. Underwater ventilation lines to the sea surface are connected to the separator sections and end in a buoy, tower or similar on the surface. The unloading line for oil to the tankers starts from the top of the storage tank. The unloading of oil can be based on the difference in density between water and oil, possibly with the help of an auxiliary pump (booster pump).

Hele systemet kan bygges ferdig og testes ved eller på land og deretter taues ut til feltet, hvoretter ballastvann til-føres for å senke det ned på sjøbunnen, eventuelt plassere det på et fundament med forhåndsborede brønner. Omvendt kan utstyret ved deballastering bringes opp til overflaten, hvor det kan flyttes til et annet sted eller taues til land for større vedlikeholdsoppgaver. The entire system can be built and tested at or on land and then towed out to the field, after which ballast water is added to lower it to the seabed, possibly placing it on a foundation with pre-drilled wells. Conversely, by deballasting, the equipment can be brought to the surface, where it can be moved to another location or towed to shore for major maintenance tasks.

Det er beregnet at for felter som inneholder mindre enn 30 millioner fat olje, vil kapitalomkostningene for det beskrevne konsept beløpe seg til 2 til 3 US dollar pr. fat ol je. It is estimated that for fields containing less than 30 million barrels of oil, the capital costs for the described concept will amount to 2 to 3 US dollars per fat ol je.

Det er tidligere kjent fremgangsmåter for behandling og transport av olje og gass produsert av undervanns brønner. Det kan f.eks. vises til US 3.556.218. Til forskjell fra tidligere metoder baserer oppfinnelsen seg på delvis satsvis behandling av oljen og gassen. Videre benyttes oljebrønnens trykk til å trykke vannet ut av beholderen i første fase, mens det omgivende vann benyttes til, alene eller med hjelp av hjelpepumper, å trykke den behandlede olje ut av beholderen. En annen vesentlig ulikhet med oppfinnelsen sammenlignet med tidligere installasjoner er at oljen strømmer fra en beholder til en annen som et ledd i behandlingen. There are previously known methods for the treatment and transport of oil and gas produced by underwater wells. It can e.g. is shown to US 3,556,218. In contrast to previous methods, the invention is based on partial batch treatment of the oil and gas. Furthermore, the pressure of the oil well is used to press the water out of the container in the first phase, while the surrounding water is used to, alone or with the help of auxiliary pumps, press the treated oil out of the container. Another significant difference with the invention compared to previous installations is that the oil flows from one container to another as part of the treatment.

Ifølge oppfinnelsen er det tilveiebragt en fremgangsmåte av den ovennevnte type som er karakterisert ved at behandlingen utføres satsvis og omfatter en første fase i hvilken separasjonen utføres i en første beholder som i utgangspunktet er hovedsakelig fylt med vann, hvorfra vannet trykkes ut fra bunnen av beholderen og gass slippes ut fra toppen mens brønnproduktet tilføres beholderen, en andre fase i hvilken den i den første fase separerte olje overføres fra den første beholder til en andre beholder ved hjelp av gassen som befinner seg i den første beholder og gassen som frigjøres fra oljen etter hvert som trykket minsker i den første beholder, idet den andre beholder i utgangspunktet er hovedsakelig fylt med gass som har lavere trykk enn den første beholder og som slippes ut etter hvert som beholderen fylles med olje, og en tredje fase i hvilken oljen tvinges ut fra det øvre parti av den andre beholder for transport, hovedsakelig ved hjelp av det omgivende sjøvann, hvorpå fremgangsmåten gjentas ved å benytte den andre beholder som den første beholder, og omvendt. According to the invention, a method of the above type is provided which is characterized in that the treatment is carried out in batches and comprises a first phase in which the separation is carried out in a first container which is initially mainly filled with water, from which the water is pressed out from the bottom of the container and gas is released from the top while the well product is supplied to the container, a second phase in which the oil separated in the first phase is transferred from the first container to a second container with the help of the gas located in the first container and the gas that is released from the oil gradually as the pressure decreases in the first container, the second container being initially mainly filled with gas which has a lower pressure than the first container and which is released as the container is filled with oil, and a third phase in which the oil is forced out from the upper part of the second container for transport, mainly with the help of the surrounding seawater, whereupon progress m the eight is repeated by using the second container as the first container, and vice versa.

Ifølge en foretrukket utførelse benyttes det i det minste fire beholdere slik at de tre faser alle kan utføres samtidig for å gi stort sett kontinuerlig produksjon, idet de forskjellige faser ikke er bundet til noen spesiell av beholderne, men skifter etter hvert som disse tømmes og fylles. According to a preferred embodiment, at least four containers are used so that the three phases can all be carried out at the same time to provide largely continuous production, the different phases not being tied to any particular one of the containers, but changing as these are emptied and filled .

Til bedre forståelse av oppfinnelsen skal den beskrives i større detalj under henvisning til det utførelseseksempel som er vist på vedføyede tegninger. Fig. 1 viser et prinsipparrangement for et anlegg for ut-nyttelse av foreliggende oppfinnelse. Fig. 2 viser skjematisk en prosessinstallasjon for utfør-else av oppfinnelsen. For a better understanding of the invention, it shall be described in greater detail with reference to the embodiment shown in the attached drawings. Fig. 1 shows a principle arrangement for a plant for utilizing the present invention. Fig. 2 schematically shows a process installation for carrying out the invention.

Det henvises til fig. 1, hvor det er vist en betongkonstruk-sjon generelt betegnet med 5, som har en sentral utstyrs-celle eller beholder 6, omgitt av separasjons-/lagerbehold-ere eller -celler, som kan være seks i antall. Betongkonstruksjonen befinner seg på sjøbunnen 7 og er forbundet med én eller flere olje- og gassproduserende brønner (ikke vist) . Reference is made to fig. 1, where there is shown a concrete construction generally denoted by 5, which has a central equipment cell or container 6, surrounded by separation/storage containers or cells, which may be six in number. The concrete structure is located on the seabed 7 and is connected to one or more oil and gas producing wells (not shown).

Ved hjelp av en fleksibel ledning 8 er betongkonstruksjonen With the help of a flexible wire 8, the concrete construction

5 forbundet med en flytebøye 9, som er forsynt med en fakkel 10 for gassbrenning. En andre fleksibel ledning 11 for-binder betongkonstruksjonen med et tankskip 12 på havoverflaten 13, hvilket tankskip med fordel er forsynt med et dynamisk posisjoneringssystem. 5 connected to a buoy 9, which is provided with a torch 10 for gas burning. A second flexible line 11 connects the concrete structure with a tanker 12 on the sea surface 13, which tanker is advantageously provided with a dynamic positioning system.

Prosessystemet vist på fig. 2 omfatter fire beholdere eller celler 1 til 4. Toppen av hver celle er forbundet med en lavtrykks gass-samlestokk 14 og en høytrykks gass-samlestokk 15 via egnede ventiler. Hver celle er nær toppen forbundet med en produktsamlestokk 16 og en produksjonssamlestokk 18. På samme nivå er det forbundet en overføringssamlestokk 17 via en tilbakeslagsventil 19 som kun tillater strøm inn i cellen. Overføringssamlestokken 17 er også forbundet med den nedre del av cellen, på dette punkt via en tilbakeslagsventil 20 som kun tillater strøm ut av beholderen. Helt i bunnen av hver celle er det tilknyttet en samlestokk 21 for strømning av vann inn og ut. The process system shown in fig. 2 comprises four containers or cells 1 to 4. The top of each cell is connected to a low-pressure gas manifold 14 and a high-pressure gas manifold 15 via suitable valves. Each cell is connected near the top to a product header 16 and a production header 18. At the same level, a transfer header 17 is connected via a check valve 19 which only allows current into the cell. The transfer header 17 is also connected to the lower part of the cell, at this point via a non-return valve 20 which only allows flow out of the container. At the very bottom of each cell, there is connected a manifold 21 for the flow of water in and out.

En oljebrønn 22, som vanligvis også produserer noe gass, er forbundet med produksjonssamlestokken 18 via en strupeventil 23. An oil well 22, which usually also produces some gas, is connected to the production manifold 18 via a throttle valve 23.

Funksjonen av installasjonen er beskrevet i det følgende. Prosessen er følsom overfor forholdet mellom olje og gass, så vel som temperaturen av oljen. Installasjonen er basert på satsvis behandling av oljen og gassen og krever derfor færre og enklere kontroll- og reguleringsmekanismer og et minimum av stengeventiler. The function of the installation is described below. The process is sensitive to the ratio of oil to gas, as well as the temperature of the oil. The installation is based on batch treatment of the oil and gas and therefore requires fewer and simpler control and regulation mechanisms and a minimum of shut-off valves.

Den første fase foregår i celle nr. 1 på fig. 2. Oljen strømmer fra én eller flere forhåndsborede brønner 22, gjennom strupeventilen 23 til produksjonssamlestokken eller The first phase takes place in cell no. 1 in fig. 2. The oil flows from one or more pre-drilled wells 22, through the choke valve 23 to the production sump or

-manifoldet 18 og inn i den vannfylte celle 1. Trykket i cellen må være høyere enn det utvendige vanntrykk, slik at oljen tvinger sjøvannet og det produserte vann ut av cellen. Trykket og oljenivået holdes under kontroll, og nivået er - the manifold 18 and into the water-filled cell 1. The pressure in the cell must be higher than the external water pressure, so that the oil forces the seawater and the produced water out of the cell. The pressure and oil level are kept under control, and the level is

konstant i den øvre del av cellen, mens olje/vann-nivået vil flytte seg nedad etter hvert som produksjonen pågår. Gassen ventileres til havoverflaten 13 gjennom den fleksible slange 8, eller den kan alternativt slippes ut under overflaten. constant in the upper part of the cell, while the oil/water level will move downwards as production continues. The gas is vented to the sea surface 13 through the flexible hose 8, or it can alternatively be released below the surface.

Den andre fase foregår i celle nr. 2 og 3 på fig. 2. Oljen tvinges nå fra celle nr. 2 via ledningen 17 inn i celle nr. 3 ved hjelp av gassen som forefinnes i toppen av celle nr. 2 og gassen som frigjøres fra oljen etter hvert som trykket gradvis synker. Trykket i celle nr. 3 må være lavt nok til å tilfredsstille transport- eller eksportbetingelsene, og trykket i celle nr. 2 må være så høyt at oljen kan løftes fra bunnen av celle nr. 2 til toppen av celle nr. 3. I celle nr. 2 er nivået mellom olje og vann konstant og befinner seg nær bunnen av cellen, mens gassnivået starter ved toppen og beveger seg nedad mot bunnen. Celle nr. 3 er i utgangspunktet gassfylt og har kun mindre mengder olje og vann ved bunnen, og her stiger oljenivået gradvis mens gassen slippes ut ved havoverflaten. The second phase takes place in cells no. 2 and 3 in fig. 2. The oil is now forced from cell no. 2 via line 17 into cell no. 3 with the help of the gas that is present at the top of cell no. 2 and the gas that is released from the oil as the pressure gradually decreases. The pressure in cell No. 3 must be low enough to satisfy transport or export conditions, and the pressure in cell No. 2 must be high enough to lift the oil from the bottom of cell No. 2 to the top of cell No. 3. In cell No. 2, the level between oil and water is constant and is near the bottom of the cell, while the gas level starts at the top and moves downwards towards the bottom. Cell No. 3 is initially gas-filled and only has small amounts of oil and water at the bottom, and here the oil level rises gradually while the gas is released at the sea surface.

Den tredje fase foregår i celle nr. 4 på fig. 2. Dette er lossefasen, og trykket av sjøvannet blir her benyttet til å tvinge oljen ut av cellen og opp til tankskipet 12. Sjø-vannet tvinger oljen ut, og nivået mellom olje og vann i cellen stiger mot toppen av lagercellen. Når cellen er tom for olje, er den full av sjøvann, slik den var ved begynnel-sen av den første fase. Ved tilstrekkelig store havdyp vil det ikke være behov for lastepumper, men ved mindre havdyp vil disse være påkrevet på grunn av utilstrekkelig trykk og derav følgende liten kapasitet. The third phase takes place in cell no. 4 in fig. 2. This is the unloading phase, and the pressure of the seawater is used here to force the oil out of the cell and up to the tanker 12. The seawater forces the oil out, and the level between oil and water in the cell rises towards the top of the storage cell. When the cell is empty of oil, it is full of seawater, as it was at the beginning of the first phase. At sufficiently large sea depths, there will be no need for cargo pumps, but at shallower sea depths these will be required due to insufficient pressure and the resulting small capacity.

Mellom den første og andre fase kan det plasseres flere celler som fungerer parvis som mellomtrinn etter samme møn-ster som den andre fase dersom trykkforskjellen tillater dette, eller de enkelte celler kan stå fulle av olje som etter den første fase. Between the first and second phases, several cells can be placed which function in pairs as intermediate stages according to the same pattern as the second phase if the pressure difference allows this, or the individual cells can be full of oil as after the first phase.

Den mest naturlige måte å utnytte ytterligere celler på er å plassere disse som et lager for ferdige produkter mellom celle nr. 3 og celle nr. 4 på fig. 2, hvor de er ferdig behandlet og kun venter på transportkapasitet. Etter lossing vil disse celler igjen være klar til å ta over som The most natural way to utilize additional cells is to place them as a warehouse for finished products between cell no. 3 and cell no. 4 in fig. 2, where they have been processed and are only waiting for transport capacity. After unloading, these cells will again be ready to take over as

celle nr. 1 i den første fase. cell no. 1 in the first phase.

Selv om oppfinnelsen er beskrevet i forbindelse med et spesielt utførelseseksempel, vil det forstås at oppfinnelsen ikke er begrenset til denne utførelse, men kan modifiseres og varieres av fagmannen på en rekke måter innenfor rammen av de vedføyede krav. Although the invention is described in connection with a particular embodiment, it will be understood that the invention is not limited to this embodiment, but can be modified and varied by the person skilled in the art in a number of ways within the framework of the appended claims.

Claims

1. Procedure for processing and transporting oil and gas produced by wells (22) on the seabed (7), where oil and gas are separated in one or some of several containers (1 - 4) placed on the seabed before further transport in separate lines ( 8, 11), characterized in that the treatment is carried out in batches and comprises a first phase in which the separation is carried out in a first container (1) which is initially mainly filled with water, from which the water is pressed out from the bottom of the container bg gas is released from the top while the well product is supplied to the container, a second phase in which the oil separated in the first phase is transferred from the first container (2) to a second container (3) by means of the gas located in the first container (2) and the gas that is released from the oil as the pressure decreases in the first container (2), as the second container (3) is initially mainly filled with gas which has a lower pressure than the first container (2) and which is released as the container (3) is filled with oil, and a third phase in which the oil is forced out from the upper part of the second container (4) for transport, mainly with the help of the surrounding seawater, after which the process is repeated using the second container (4 ) as the first container (1), and vice versa.

2. Method according to claim 1, characterized in that at least four containers (1 - 4) are used so that the three phases can all be carried out simultaneously to provide mainly continuous production, the different phases not being linked to any particular container, but changes as the containers are emptied and filled.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the gas from the first and/or second container (1,3) is led to a structure, such as a floating buoy (9), on the sea surface (13), where it is burned or vented to the atmosphere.

4. Method according to one of the preceding claims, characterized in that any water produced with the oil is separated in the first phase and forced out through the bottom of the container (1).

5. Method according to one of the preceding claims, characterized in that in the first phase the oil level is kept essentially constant by means of a float valve which regulates the outflow of gas from the container (1).

6. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the oil that is forced out of the second container (4) in the third phase is led to a tanker (12) on the sea surface (13) through a flexible hose device (11).

7. Method according to claim 6, characterized in that the pressure in the second container (3) during the second phase is kept at such a level that the oil which is transferred to the tanker (12) in the third phase has a vapor pressure that does not exceed the atmospheric pressure.