NO20093258A1 - Undervannspumpesystem - Google Patents
Undervannspumpesystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO20093258A1 NO20093258A1 NO20093258A NO20093258A NO20093258A1 NO 20093258 A1 NO20093258 A1 NO 20093258A1 NO 20093258 A NO20093258 A NO 20093258A NO 20093258 A NO20093258 A NO 20093258A NO 20093258 A1 NO20093258 A1 NO 20093258A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pump
- fluid
- pressure
- underwater
- valve
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 75
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 22
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 15
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 22
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 16
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000005215 recombination Methods 0.000 description 1
- 230000006798 recombination Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- -1 such as a condensate Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/14—Conveying liquids or viscous products by pumping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Public Health (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen vedrører et undervannspumpesystem som innbefatter en frem- og tilbakegående pumpe, så som en membranpumpe eller en slangepumpe. Drivfluidet for pumpen fås fra ett av brønnfluidene som trykksettes i et separat trinn.
Description
Oppfinnelsen vedrører et pumpesystem for bruk på et fjerntliggende sted, så som et undersjøisk hydrokarbonutvinningssted, hvilket system omfatter en kilde for et høytrykksfluid og en fluiddrevet pumpe.
På mange felt vil trykket i hydrokarbonreservoaret synke, ettersom reservoaret tømmes. Derfor har det for å muliggjøre økt utvinning av hydrokarboner, i økende grad blitt benyttet trykkøkningsutstyr. Et eksempel her er gassløftesystemer. Et annet eksempel er en såkalt ESP, som er en elektrisk neddykkbar pumpe som er anordnet i en hydrokarbonbrønn for å øke trykket, og muliggjøre at hydrokarbonene løftes til overflaten. En ulempe med slike installasjoner er at hver enkelt brønn trenger en pumpe med tilhørende krafttilførsels- og styresystem. En annen ulempe er at det bare er væskepumper som kan brukes i slike tilfeller. Dette fordi kompressorer er mer vanskelige å drive i brønner.
Det finnes derfor en økende interesse med hensyn til plassering av trykkøkningsutstyr på havbunnen, med pumping av brønnfluider fra flere brønner. Dette muliggjør også bruken av separatorer, slik at hver brønnfluidfase (gass, olje eller vann) derved kan separeres fra de andre, og transporteres til ulike steder. Eksempelvis kan vann separeres fra brønnstrømmen og reinjiseres i grunnen, slik at man derved sparer plass og behandlingsutstyr på plattformen.
Hertil kommer at nye felt finnes på stadig dypere vann, og lengre fra land. Dette krever lange systemer for krafttilførsel og styring.
Mange undersjøiske prosessanlegg med prosesstrykkøkning krever flere pumper i tillegg til en hovedforsterkingsenhet. Tradisjonelt er undersjøiske pumper store, tunge og kompliserte enheter, som også krever elektrisk krafttilførsel, og tilførsel av barriereolje over lange avstander. Det elektriske systemet er i seg selv meget komplisert og kostbart, og innbefatter eksempelvis penetratorer, konnektorer, kabler, transformatorer og motorstyresystemer. Dersom stedet for plassering av elektrisk strømutstyr og barriereoljeutstyr er et fartøy eller en plattform, så vil pumpetilførselssystemene kreve meget verdifull dekksplass.
Hydrokarboner fra brønnene kan deles i flere typer, i hovedsaken gass med noe vann eller olje, i hovedsaken olje med noe vann. I noen tilfeller kan det forefinnes tre faser, gass, olje og vann. Brønnstrømmen separeres i separate faser i en separator. Vannet kan fordelaktig injiseres tilbake i formasjonen.
I anlegg med flere separasjonstrinn, må det separerte prosessmedium senere blandes med det separerte prosessmedium fra det første trinnet. Fordi trykket synker i prosessmediet i separasjonstrinnene, må prosessmedium som separeres i de siste trinnene undergå en trykkøkning opp til trykket til det i det første trinnet separerte prosessmediet. En kjent løsning for økning av trykket til prosessmedium som separeres i det siste trinnet, er å bruke en ejektor som blant annet bruker trykkmedium som drivfluid. Imidlertid har ejektorløsningen problemer med hensyn til lav effektivitet og blanding av drivfluidet med det drevne mediet.
Vanlige sentrifugal- eller skruepumper har begrenset toleranse for sand. En kjent løsning er enten å la sanden gå gjennom pumpen og bruke høykvalitetsmaterialer og belegg, eller, dersom sandproduksjonen er meget stor, kan sanden separeres ut oppstrøms for pumpen, og forbipasseres ved hjelp av en ejektor. Dette ejektorsystemet er ganske komplisert og krever en kraftig drivfluidstrøm.
Det foreligger derfor et behov for en annen løsning for trykkøkning av et fluid under vann.
Hensikten med oppfinnelsen er å tilveiebringe et enklere system som ikke krever dedikert tilføring av energi og hjelpestoffer (eksempelvis elektrisk kraft og barrierefluid) fra en ekstern kilde, og som derfor vil kunne være mer eller mindre autonomt. Det er også en hensikt med oppfinnelsen å tilveiebringe et system som er robust overfor sand, og som kan pumpe viskøse sandmasser. Dette oppnås ved å bruke et undervanns tilgjengelig trykkfluid som et drivfluid for pumpen, idet pumpen er en frem og tilbake gående pumpe og at systemet omfatter midler for tilveiebringelse av trykkpulser i drivfluidet for drift av pumpen.
Arbeidsprinsippet for den autonome pumpeoppfinnelsen er å ta ut noe prosessfluid fra et høytrykksrom, og føre det til et lavtrykksrom. I uttaksledningen skal det være lagt inn en ventil, eller et ventilarrangement (heretter benevnt sekvensventil), idet hensikten med denne/disse er å omforme et fast fluidtrykk til et pulserende fluidtrykk, for påvirkning av en frem og tilbake gående eller oscillerende pumpe.
Fordelaktig er den frem og tilbake gående pumpen av stempeltypen, membrantypen, eller slangemembrantypen. Særlig er membranpumper og slangemembranpumper robuste med hensyn til sand og partikler.
Innretningene for tilveiebringelse av det resiproserende drivfluidet er en sekvensventil, fortrinnsvis en dreieventil eller en spoleventil. Det kan også dreie seg om et arrangement med flere ventiler. En sekvensventil (eller ventilarrangement) kan brukes for påvirkning av én enkelt pumpe, eller flere pumper.
I én utførelse av oppfinnelsen, når det forefinnes sand i brønnfluidene, blir sanden separert ut i en avsandingsinnretning, og pumpet ved hjelp av den frem og tilbake gående pumpen, mens rent fluid brukes som drivfluid for pumpen.
I én utførelse, hvor hydrokarbonene i hovedsaken er gass, er drivfluidet gass som trykksettes med en kompressor, og den komprimerte gassen brukes som drivfluid for drift av pumpen for væskefasen.
I en annen utførelse er hydrokarbonene i hovedsak væsker. Hydrokarbonene separeres i en oljefase og en vannfase. Oljefasen kan så brukes som drivfluid for øking av trykket i vannledningen, for derved å muliggjøre reinjisering av vann i formasjonen. Omvendt kan trykkvann for vanninjisering brukes som drivfluid for øking av oljetrykket for transport til et oljemottakssted.
Oppfinnelsen skal nå beskrives med henvisning til vedføyde tegningen, hvor:
Fig. 1 er en prinsippskisse som viser oppfinnelsen,
Fig. 2 viser en første utførelse av oppfinnelsen, med en kompressor,
Fig. 3 viser en andre utførelse av oppfinnelsen, med en kompressor,
Fig. 4 viser en første utførelse av oppfinnelsen, med en væskepumpe,
Fig. 5 viser en tredje utførelse av oppfinnelsen, og
Fig. 6-8 viser ulike utførelser av sekvensventiler.
Fig. 1 viser prinsippet bak oppfinnelsen. En pumpe 12 er forbundet med en rørledning 13 for mottak av et fluid som skal trykksettes, eksempelvis en hydrokarbonstrøm fra én eller flere brønner (ikke vist). Pumpen er en frem og tilbake gående pumpe, fortrinnsvis en slangemembranpumpe, en membranpumpe eller en stempelpumpe. Det pumpede fluidet føres til en rørledning 14, som fører hydrokarbonene til et mottakssted (ikke vist). En annen rørledning 16 fører et fluid med høyere trykk enn i ledningen 13. Fluidet føres gjennom en sekvensventil 17 som i sin tur er forbundet med pumpen 12, og leverer pulset fluid som drivfluid for pumpen 12.
Høytrykksfluidet kan leveres fra et fjerntliggende sted. Det kan her vises til NO patent 323785, som beskriver en fremgangsmåte for generering av elektrisitet i en undervannsstasjon. Høytrykksfluidet kan være et injiseringsfluid som transporteres fra et landbasert sted hvor fluidet trykksettes til et høyere trykk enn det som er nødvendig for brønnen, idet overskytende energi/trykk trekkes fra dette fluidet.
Fig. 2 viser en første praktisk utførelse av oppfinnelsen. Fluidet produseres fra én eller flere undervannsbrønner og blir separert i en første og en andre fluidfase. Den første fasen kan være en gass, mens den andre fasen kan være en væske, så som et kondensat, olje eller vann, eller en kombinasjon av disse. Hydrokarbonene transporteres gjennom rørledningen 20 til en separator 22.1 separatoren 22 separeres den første fasen fra den andre fasen, og den første fasen føres gjennom rørledningen 23 til en kompressor 24. Den andre fasen føres gjennom rørledningen 30 til den frem og tilbake gående pumpen 32.1 pumpen 32 trykksettes væsken og føres til eksportrørledningen 34. Kompressorutløpet er forbundet med en rørledning
25 for den første høytrykksfasen. En rørledning 26 grener av fra rørledningen 25 for føring av noe av den første fasen gjennom sekvensventilen 27, og så tilbake til innløpsrøret 23 på oppstrømssiden av kompressoren 24. Alternativt kan det lette fluidet etter sekvensventilen 27 føres tilbake til rørledningen 20 eller separatoren 22. Ventilen er anordnet for tilveiebringelse av en vekslende høy- og lavtrykkspuls for drift av den frem og tilbake gående pumpen. En frem og tilbakegående pumpe arbeider ved hjelp av en pulsing av trykket på utsiden av en membran eller et stempel, for derved å tilveiebringe pumpevirkningen. Dette arrangementet er her ikke beskrevet nærmere, da slike pumper er velkjente. Eksempler på sekvensventiler er vist senere, under henvisning til fig. 6-8.
De første og andre fasene kan rekombineres nedstrøms for pumpen/pumpene. I et slikt tilfelle er det fordelaktig å trykksette den andre fasen til et høyere trykk enn den første fasen, for derved å lette rekombineringen. Fig. 3 viser en andre utførelse av oppfinnelsen. Her er det produserte fluidet fra brønnen et trefasefluid, dvs. gass, olje og vann. Hydrokarbonstrømmen føres gjennom rørledningen 20 til en første separator 22, hvor fluidene separeres i en gassfase, som går til rørledningen 23, og i en væskefase som går gjennom rørledningen 30. Gassen føres gjennom en kompressor 24 og til gasseksportrørledningen 25. Som på fig. 2 fører en greniedning høytrykksgassen gjennom sekvensventilen 27, hvor det tilveiebringes trykkpulser for drift av den frem og tilbake gående pumpen 32. Væskene som separeres ut i den første separatoren 22, føres til en andre separator 40. Der separeres oljen fra vannet. Oljen går gjennom rørledningen 41 til den frem og tilbake gående pumpen 32, som trykksetter oljen, og deretter går oljen gjennom rørledningen 42, og rekombineres med gassen. Vannet går gjennom rørledningen 44 til en annen pumpe 46, som trykksetter vannet slik at det kan injiseres i formasjonen. Fig. 4 viser nok en utførelse av oppfinnelsen. Her er fluidet som produseres i brønnen/brønnene også et trefasefluid, men det kan være et tofasefluid, dvs. olje og vann. Som i de andre utførelsene, føres hydrokarboner fra brønnen gjennom rørledningen 20, og til en første separator 22. Denne første separatoren 22 brukes bare dersom brønnfluidet inneholder gass. Gassen føres så gjennom en eksportrørledning 52, og til et fjerntliggende sted. Væskene føres gjennom rørledningen 54 til den andre separator 56, hvor olje separeres fra vann. Vannet føres gjennom rørledningen 68 til en pumpe 60, og så gjennom en rørledning 62. Rørledningen 62 kan føre til en injiseringsbrønn, eller til et annet sted. Oljen føres gjennom rørledningen 64 til den frem og tilbake gående pumpen 66, og så til eksportrørledningen 68. Dersom det finnes gass i brønnstrømmen, kan gassen og oljen rekombineres på nedstrømsiden av den resiproserende pumpen. Fra rørledningen 62 grener det av et rør 70 for føring av trykksatt fluid gjennom sekvensventilen 27, og tilbake gjennom ledningen 71 til rørledningen 58 (pumpeinnløpet). Som beskrevet foran, går høytrykksfluidet gjennom ledningen 70, og sekvensventilen 27 tilveiebringer pulser for tilveiebringelse av drivfluidet for den resiproserende pumpen 66.
Noen ganger kan brønnfluider inneholde partikler, så som sand. Sanden kan være meget abrasiv, og det er vanligvis ikke ønskelig å ha sand i kontakt med roterende utstyr, så som rotasjonspumper. Dette fordi sanden ganske raskt kan gi slitasje på pumpeskovlene, og på dynamiske tetninger og lagre. Membranpumper og slangemembranpumper er mer tolerante med hensyn til partikler fordi de ikke har noen roterende deler, dynamiske tetninger eller lagre. På fig. 5 er det derfor vist en utførelse hvor en brønnstrøm inneholder sand. Brønnfluidene transporteres fra brønnen i rørledningen 20 og til en avsandingsinnretning 80. Det rensede fluidet føres gjennom rørledningen 82 til pumpen 84, og til eksportrørledningen 86. Sandmassen går gjennom ledningen 60 til den frem og tilbake gående pumpen 92. Pumpen 92 vil trykksette massen med et trykk som er likt eller fordelaktig litt høyere enn i rørledningen 86, og massen rekombineres med brønnfluid på nedstrømsiden av pumpen 84. En ledning 87 grener av til rørledningen 60 på nedstrømsiden av pumpen, og som i de tidligere utførelsene går fluidet gjennom sekvensventilen 27 og så gjennom ledningen 87 tilbake til rørledningen 82 på oppstrømsiden av pumpen. Sekvensventilen 27 tilveiebringer de trykkpulsene som driver den frem og tilbakegående pumpen 92.
Fig. 6-8 viser eksempler på en sekvensventil som kan brukes i oppfinnelsen. På fig. 6 er det vist en høytrykksledning 101 med den første ventil 102. Deretter følger en lavtrykksledning 103 med en ventil 104. Mellom ventilene 102 og 104 går det ut en ledning 105 til den resiproserende pumpen. Ventilene 102 og 104 betjenes i sekvens, i samsvar med pulsingen i den resiproserende pumpen. Ventilene kan styres elektrisk eller hydraulisk, men ideelt sett styres de av fluidet slik at det derved dannes et fullstendig autonomt system.
På fig. 7 er sekvensventilen en dreieventil viss dreieakse går parallelt med rørledningens akse. Når ventilen dreies vil det i sekvens føres høytrykksfluid gjennom løpet 106 til den resiproserende pumpen, eller avløp/brukt fluid går gjennom løpet 108. Ventilen kan være utformet med en fast dreiehastighet som er synkronisert med pumpens svingninger, eller den kan være mekanisk forbundet med pumpen.
På fig. 8 er sekvensventilen en dreieventil viss dreieakse går perpendikulært på rørledningsaksen. Ventilen har en roterende del 110 som i sekvens åpner for høytrykksfluid til pumpen, og sender ut brukt fluid. Skovldelen kan dreies med en elektrisk motor, men styres fortrinnsvis enten av pumpen eller av det trykksatte fluidet, for derved å tilveiebringe et autonomt system.
En annen ventiltype som kan brukes en såkalt spoleventil. Det kan også tenkes bruk av andre ventiltyper og ventilarrangementer.
For oppnåelse av et godt virkende system må det finnes en trykkforskjell mellom pumpeslagene. Det maksimale leveringstrykket innstilles med det prosesstrykket som tilføres den autonome pumpedriften i fortrengningssekvensen. Dette trykket kan økes ved å øke hovedtrykkøkningsenhetens utløpstrykk, eksempelvis ved hjelp av en innsnevring i hovedtrykkøkningsenhetes utløp, nedstrøms for avgreningen til den autonome pumpedriften.
Pumpefyllesekvensen krever en positiv trykkforskjell mellom pumpet medium i pumpekammeret, og pumpedrivmedium. Denne trykkforskjellen kan økes enten ved å øke sugetrykket i den autonome pumpen (eksempelvis ved å øke væskesøylen oppstrøms for pumpen), eller ved å redusere drivmediumtrykket.
En måte å oppnå dette på, er å øke pulseringstrykkets negative amplitude ved å tilveiebringe et lavtrykk ved hjelp av et venturiarrangement. Pulseringstrykkets negative amplitude kan også økes ved å legge inn en ejektor i sekvensventilen eller sekvensventilarrangementet.
Ved å innstille begrensningen vil det være mulig å opprettholde den riktige trykkforskjellen mellom høytrykket og lavtrykket. Denne trykkforskjellen kan derfor brukes for styring av sekvensventilen. Ved å innstille begrensningen vil systemet kunne håndtere endringer i sammensetningen av brønnfluidene.
En ladingssekvens kan bestemmes av trykket ved pumpeinnløpet. Skal strømmen reguleres, så må ventilens frekvens reguleres. Det vil imidlertid være mulig å oppnå en selvregulerende pumpe for kompressorapplikasjoner, fordi væskevolumet i separatoren, vil bestemme pumpens fylling under en "fyllings-"sekvens.
Oppfinnelsen er beskrevet i form av noen utførelseseksempler. En fagperson vil forstå at det finnes mange andre måter å utnytte oppfinnelsen på. Den resiproserende pumpen kan eksempelvis brukes i en krets for tilføring av kjølefluid til en kompressor. Den kan også brukes for tilveiebringelse av en høytrykksstrøm for spyling av oppsamlet sand i en separator. Mer enn én pumpe kan installeres i systemet. Dersom det forefinnes mer enn én pumpe, så foretrekkes det å styre begge pumpene ved hjelp av én enkelt sekvensventil (dreieventil).
Claims (15)
1. Undervanns pumpesystem for bruk på et fjerntliggende sted, så som et undervanns hydrokarbonproduksjonssted, omfattende en høytrykksfluidkilde (16,
26, 70, 101, 87) og en fluiddrevet pumpe (12, 32, 66, 92),
karakterisert vedat høytrykksfluidet brukes som drivfluid for pumpen (12, 32, 66, 92), at pumpen (12, 32, 66, 92) er en frem og tilbake gående pumpe, og at det omfatter innretninger (17, 27, 102, 104, 106, 108, 110) for tilveiebringelse av trykkpulser i drivfluidet.
2. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat kilden for drivfluidet er en kompressor (24) som bruker produsert gass.
3. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat kilden for drivfluidet er en væskepumpe (60) som bruker produserte væsker, dvs. olje eller vann.
4. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat kilden for drivfluidet er et injiseringsfluid som tilveiebringes med en pumpe plassert på et toppsidested.
5. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat den frem og tilbake gående pumpen (12, 32, 66, 92) er en membranpumpe.
6. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat den frem og tilbake gående pumpen (12, 32, 66, 92) er en slangemembranpumpe.
7. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat den frem og tilbake gående pumpen (12, 32, 66, 92) er en stempelpumpe.
8. Undervanns pumpesystem ifølge krav 1,
karakterisert vedat innretningene (17, 27, 102, 104, 106, 108, 110) for tilveiebringelse av trykkpulser innbefatter minst én ventil som er anordnet mellom kilden og pumpen (12, 32, 66, 92).
9. Undervanns pumpesystem ifølge krav 8,
karakterisert vedat pulsinnretningene omfatter en innløpsventil (102) og en utløpsventil (104) som er synkronisert for tilveiebringelse av pulsene.
10. Undervanns pumpesystem ifølge krav 8,
karakterisert vedat pulsinnretningene innbefatter en roterende sekvensventil (106, 108, 110).
11. Undervanns pumpesystem ifølge krav 10,
karakterisert vedat den roterende sekvensventilen (106, 108; 110) har en dreieakse som går parallelt med eller på tvers av en rørledningsakse for den rørledningen hvor ventilen er anordnet.
12. Undervanns pumpesystem ifølge krav l,
karakterisert vedat det innbefatter minst én separator (22).
13. Fremgangsmåte for drift av en frem og tilbake gående undervannspumpe, innbefattende trinnene: - utseparering av en fluidfase fra brønnstrømmen, - øking av trykket til den nevnte ene fluidfasen og - uttrekking av noe av det trykksatte fluidet for bruk som drivfluid for den frem og tilbake gående pumpen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedat det trykksatte fluidet føres til den frem og tilbake gående pumpen gjennom en sekvensventil.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 13,
karakterisert vedmidler for regulering av trykkforskjellen.
Priority Applications (8)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20093258A NO20093258A1 (no) | 2009-10-30 | 2009-10-30 | Undervannspumpesystem |
EP10771147.5A EP2494144B1 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | Subsea pumping system |
DK10771147.5T DK2494144T3 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | UNDER WATER PUMP SYSTEM |
PCT/EP2010/066477 WO2011051453A2 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | Subsea pumping system |
BR112012009946-9A BR112012009946B1 (pt) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | sistema de bombeamento submarino |
US13/504,931 US20120282116A1 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | Subsea pumping system |
AU2010311379A AU2010311379B2 (en) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | Subsea pumping system |
RU2012121263/03A RU2571466C2 (ru) | 2009-10-30 | 2010-10-29 | Подводная насосная система |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20093258A NO20093258A1 (no) | 2009-10-30 | 2009-10-30 | Undervannspumpesystem |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20093258A1 true NO20093258A1 (no) | 2011-05-02 |
Family
ID=43855960
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20093258A NO20093258A1 (no) | 2009-10-30 | 2009-10-30 | Undervannspumpesystem |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20120282116A1 (no) |
EP (1) | EP2494144B1 (no) |
AU (1) | AU2010311379B2 (no) |
BR (1) | BR112012009946B1 (no) |
DK (1) | DK2494144T3 (no) |
NO (1) | NO20093258A1 (no) |
RU (1) | RU2571466C2 (no) |
WO (1) | WO2011051453A2 (no) |
Families Citing this family (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2500873A (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-09 | Corac Energy Technologies Ltd | Pipeline compression system |
US9534458B2 (en) | 2013-03-15 | 2017-01-03 | Hydril USA Distribution LLC | Hydraulic cushion |
US9175528B2 (en) | 2013-03-15 | 2015-11-03 | Hydril USA Distribution LLC | Decompression to fill pressure |
US20140262305A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Control valve timing |
WO2014172324A1 (en) * | 2013-04-16 | 2014-10-23 | Framo Engineering As | An oil filtration system for subsea oil-filled machines |
US10539141B2 (en) * | 2016-12-01 | 2020-01-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
GB2561568A (en) | 2017-04-18 | 2018-10-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2561570B (en) | 2017-04-18 | 2020-09-09 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2573121B (en) | 2018-04-24 | 2020-09-30 | Subsea 7 Norway As | Injecting fluid into a hydrocarbon production line or processing system |
NO20200357A1 (en) | 2020-03-26 | 2021-09-27 | Fmc Kongsberg Subsea As | Method and subsea system for phased installation of compressor trains |
US12024962B1 (en) * | 2023-02-13 | 2024-07-02 | Caterpillar Inc. | Operation of a recirculation circuit for a fluid pump of a hydraulic fracturing system |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1623605A (en) * | 1924-08-20 | 1927-04-05 | Urlyn C Tainton | Pump |
US3589838A (en) * | 1969-11-19 | 1971-06-29 | Borg Warner | Submersible multiple-acting floating piston deep well pump |
SU885608A1 (ru) * | 1976-08-16 | 1981-11-30 | Mamedov Fikrat S | Глубинна гидроприводна насосна установка |
US6904982B2 (en) * | 1998-03-27 | 2005-06-14 | Hydril Company | Subsea mud pump and control system |
US6102673A (en) * | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
US6167960B1 (en) * | 1998-08-17 | 2001-01-02 | Emmanuel G. Moya | Protection of downwell pumps from sand entrained in pumped fluids |
RU2165015C2 (ru) * | 1999-06-25 | 2001-04-10 | Гусев Анатолий Григорьевич | Комплекс для добычи нефти |
US6244836B1 (en) * | 2000-02-04 | 2001-06-12 | Robert A. Jordan | Well pump actuated by natural gas |
RU2190757C1 (ru) * | 2001-02-05 | 2002-10-10 | ЗАО Научно-исследовательский центр "Югранефтегаз" | Способ добычи нефти |
US20050175476A1 (en) * | 2004-02-09 | 2005-08-11 | Energy Xtraction Corporation | Gas well liquid recovery |
US7063517B2 (en) * | 2004-06-16 | 2006-06-20 | Ingersoll-Rand Company | Valve apparatus and pneumatically driven diaphragm pump incorporating same |
GB0419915D0 (en) * | 2004-09-08 | 2004-10-13 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
US8323003B2 (en) * | 2005-03-10 | 2012-12-04 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Pressure driven pumping system |
-
2009
- 2009-10-30 NO NO20093258A patent/NO20093258A1/no not_active Application Discontinuation
-
2010
- 2010-10-29 AU AU2010311379A patent/AU2010311379B2/en active Active
- 2010-10-29 RU RU2012121263/03A patent/RU2571466C2/ru active
- 2010-10-29 DK DK10771147.5T patent/DK2494144T3/en active
- 2010-10-29 US US13/504,931 patent/US20120282116A1/en not_active Abandoned
- 2010-10-29 EP EP10771147.5A patent/EP2494144B1/en active Active
- 2010-10-29 WO PCT/EP2010/066477 patent/WO2011051453A2/en active Application Filing
- 2010-10-29 BR BR112012009946-9A patent/BR112012009946B1/pt active IP Right Grant
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2571466C2 (ru) | 2015-12-20 |
BR112012009946B1 (pt) | 2020-12-08 |
US20120282116A1 (en) | 2012-11-08 |
BR112012009946A2 (pt) | 2016-03-08 |
EP2494144B1 (en) | 2016-10-19 |
WO2011051453A3 (en) | 2011-10-13 |
WO2011051453A2 (en) | 2011-05-05 |
EP2494144A2 (en) | 2012-09-05 |
DK2494144T3 (en) | 2017-01-30 |
AU2010311379B2 (en) | 2016-04-14 |
RU2012121263A (ru) | 2013-12-10 |
AU2010311379A1 (en) | 2012-05-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20093258A1 (no) | Undervannspumpesystem | |
US6907933B2 (en) | Sub-sea blow case compressor | |
AU2005229738B2 (en) | Subsea pumping system | |
US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
NO20130170A1 (no) | System og fremgangsmate for hydrokarbonproduksjon fra en bronn | |
US20050167116A1 (en) | Apparatus for production in oil wells | |
Drozdov et al. | Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells | |
Drozdov et al. | Improving the operation of pump-ejector systems at varying flow rates of associated petroleum gas | |
US10947831B2 (en) | Fluid driven commingling system for oil and gas applications | |
RU126802U1 (ru) | Станция перекачки и сепарации многофазной смеси | |
RU2236639C1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU2680028C1 (ru) | Компрессорная установка | |
GB2261030A (en) | Recovery of liquids from underground reservoirs | |
GB2544757A (en) | Apparatus for generating a solution of C02 in water, for enhanced oil recovery | |
RU2046931C1 (ru) | Устройство для разработки нефтяного месторождения (варианты) | |
GB2549365A (en) | Improved lift system for use in the production of fluid from a well bore | |
Sazonov et al. | Designing a compressor unit for gas compression at sequential work of an ejector and a power pump | |
RU2748173C1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU2747138C1 (ru) | Способ снижения давления газа в затрубном пространстве добывающих нефтяных скважин от системы поддержания пластового давления | |
NO20110138A1 (no) | Undervanns trykkokningssystem | |
US20220136636A1 (en) | Flowline dewatering | |
RU2278965C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с глинистым коллектором | |
EA044576B1 (ru) | Устройство для добычи нефти и способ добычи нефти с использованием устройства | |
RU2177537C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU148810U1 (ru) | Блок сепарации и перекачки многофазной продукции скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |