NO20110138A1

NO20110138A1 - Underwater pressure cooking system

Info

Publication number: NO20110138A1
Application number: NO20110138A
Authority: NO
Inventors: Stein Folkner
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2011-01-28
Filing date: 2011-01-28
Publication date: 2012-07-30
Also published as: NO333243B1

Abstract

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører et undervanns trykkøkningssystem til bruk i en fjerntliggende lokasjon slik som en undervanns hydrokarbonproduksjonsfasilitet, omfattende en forbindelse til en kilde for drivfluid med høyere trykk og en forbindelse til et område for dumping av drivfluid mened lavere trykk, en akkumulator og midler for å danne trykkpulser i drivfluidet, hvilke midler er forbundet til akkumulatoren og konfigurert slik at drivfluid blir tilsatt eller fjernet fra akkumulatoren, hvilken akkumulator videre omfatter et innløp og et utløp fortrykkøkning av et andre fluid. Oppfinnelsen vedrører også en metode for å øke trykket i en væskedel i en tofase brønnstrøm.The present invention relates to an underwater pressure increase system for use in a remote location such as an underwater hydrocarbon production facility, comprising a connection to a source of higher pressure propellant fluid and a connection to a region of propellant dumping of lower pressure, an accumulator and means for forming pressure pulses in the propellant fluid, which means are connected to the accumulator and configured so that propellant fluid is added or removed from the accumulator, the accumulator further comprising an inlet and outlet prepress increase of a second fluid. The invention also relates to a method for increasing the pressure in a liquid part of a two-phase well stream.

Description

Undervanns trykkøkningssystem Underwater pressure boosting system

Den foreliggende oppfinnelsen omhandler et system for å øke trykket i et fluid for bruk i en fjertliggende lokasjon slik som en undervanns The present invention relates to a system for increasing the pressure in a fluid for use in a remote location such as an underwater

hydrokarbonproduksjonsfasilitet, samt en fremgangsmåte for samme. hydrocarbon production facility, as well as a method for the same.

I mange områder vil trykket i et hydrokarbonreservoar synke etterhvert som reservoaret blir tømt (eng. depleted). I denne forbindelse, for å muliggjøre økt utvinning av hydrokarboner, har det blitt en utstrakt bruk av utstyr for å øke utvinningen (eng. boosting equipment). Et eksempel på dette er gass-løftesystemer. Et annet er den såkalte ESP'en som er elektriske nedsenkbare pumper som er opphengt (eng. suspended) i en hydrokarbonbrønn og som øker trykket og muliggjør at hydrokarbonene blir løftet til overflaten. Ulempen med et slikt system er at hver brønn trenger en pumpe med tilhørende kraftforsyning og kontrollsystem. En annen ulempe er at det kun er væskepumper som er anvendbare i slike situasjoner fordi kompressorer er vanskeligere å få til å fungere brønner. Noen kjente systemer er beskrevet i søkerens egen søknad NO 20093258, og ellers i publikasjonene US 5290151, US 3486297 og EP 579497. In many areas, the pressure in a hydrocarbon reservoir will decrease as the reservoir is depleted. In this connection, to enable increased extraction of hydrocarbons, there has been extensive use of equipment to increase extraction (eng. boosting equipment). An example of this is gas lift systems. Another is the so-called ESP, which are electric submersible pumps which are suspended in a hydrocarbon well and which increase the pressure and enable the hydrocarbons to be lifted to the surface. The disadvantage of such a system is that each well needs a pump with associated power supply and control system. Another disadvantage is that only liquid pumps are applicable in such situations because compressors are more difficult to make wells work. Some known systems are described in the applicant's own application NO 20093258, and otherwise in the publications US 5290151, US 3486297 and EP 579497.

Det er derfor en økende interesse for plassere utstyret for å øke utvinningen på havbunnen og å pumpe brønnfluider innsamlet fra flere brønner. Dette muliggjør også bruken av separatorer slik at hver fase av brønnfluidene (gass, olje eller vann) kan bli separert fra hverandre og transportert til forskjellige lokasjoner og eller at de blir forsterket (eng. boost) separat. For eksempel kan vann bli separert fra brønnstrømmen og reinjisert inn i grunnen for slik å spare plass og bearbeidingsutstyr på plattformen. There is therefore a growing interest in placing the equipment to increase recovery on the seabed and pumping well fluids collected from several wells. This also enables the use of separators so that each phase of the well fluids (gas, oil or water) can be separated from each other and transported to different locations and or boosted separately. For example, water can be separated from the well flow and reinjected into the ground to save space and processing equipment on the platform.

Et ytterligere faktum er at nye felt blir funnet på dypere vann og lenger unna land. Dette stiller krav til at systemene for kraftforsyning og kontroll har lang rekkevidde. A further fact is that new fields are being found in deeper water and farther from land. This requires that the systems for power supply and control have a long range.

Mange undervanns prosesseringsanlegg med prosessforsterkning krever flere pumper i tillegg til en hovedforsterker (eng. main booster). Tradisjonelt så er undervannspumper store, tunge og komplekse enheter som også krever elektrisk kraftforsyning og forsyning av barriereoljetilførsel (eng. barriere oil supply) over en lang distanse. Det elektriske systemet er i seg selv veldig komplisert og dyrt, og inkluderer for eksempel penetratorer (eng. penetrators), konnektorer, kabel, transformatorer og motorkontrollsystemer. Hvis verten for elektrisk kraft og barriereolje er et fartøy eller en plattform, vil pumpeleveringsmateriellsystemene (eng. pump supply systems) okkupere meget verdifullt dekksareal. Many underwater processing plants with process amplification require several pumps in addition to a main booster. Traditionally, submersible pumps are large, heavy and complex units that also require electrical power supply and barrier oil supply over a long distance. The electrical system itself is very complicated and expensive, and includes, for example, penetrators, connectors, cable, transformers and motor control systems. If the host of electric power and barrier oil is a vessel or platform, the pump supply systems will occupy very valuable deck area.

Hydrokarboner fra brønner kan inndeles i mange typer, hvorav to hovedtyper og hvor den ene er der hvor det er for det meste gass med noe vann og/ eller olje og den andre er der hvor det er for det meste olje med noe vann. I noen tilfeller kan det være tre faser, gass, olje og vann. Brønnstrømmen blir separert i separate faser i en separator. Vannet kan fortrinnsvis injiseres tilbake i formasjonen. Hydrocarbons from wells can be divided into many types, of which two main types and where one is where there is mostly gas with some water and/or oil and the other is where there is mostly oil with some water. In some cases there may be three phases, gas, oil and water. The well stream is separated into separate phases in a separator. The water can preferably be injected back into the formation.

I anvendelser med flere separasjonstrinn blir det separerte prosessmediet fra de senere trinnene blandet med det separerte prosessmediet fra det første trinnet. Ettersom prosessmediet mister trykk gjennom separasjonstrinnene må prosessmediene fra de senere trinnene bli forsterket for å oppnå det samme trykket som prosessmediet fra det første separasjonstrinnet. En vanlig løsning for å forsterke trykket i prosessmediet fra de senere separasjonstrinnene er å benytte en ejektor som bruker et annet trykkøkningsmedium som drivfluid (eng. motion fluid). Ejektorløsningen har imidlertid ulempene med at det er lite effektivt, samt blandingen av drivfluid med mediet som blir drevet (eng. driven medium). In applications with multiple separation stages, the separated process medium from the later stages is mixed with the separated process medium from the first stage. As the process medium loses pressure through the separation steps, the process medium from the later steps must be reinforced to achieve the same pressure as the process medium from the first separation step. A common solution to increase the pressure in the process medium from the later separation steps is to use an ejector that uses another pressure-increasing medium as a driving fluid (eng. motion fluid). However, the ejector solution has the disadvantages of being inefficient, as well as the mixture of drive fluid with the medium being driven (eng. driven medium).

Et annet aspekt er at konvensjonelle sentrifuge- eller skruepumper har begrenset toleranse for sand, noe som også kan være tilstede i det foreliggende produserte mediet. Vanlige løsninger innebærer enten å la sanden gå gjennom pumpen og benytte høygradsmaterialer (eng. high grade materials) og belegg, eller, dersom sandproduksjonen er veldig høy, å separere sanden oppstrøms pumpen og lede sanden utenom (eng. bypass) ved bruk av en ejektor. Dette ejektorsystemet er forholdsvis komplekst og krever en høy strømningsrate av drivfluid. Another aspect is that conventional centrifugal or screw pumps have a limited tolerance for sand, which may also be present in the present produced media. Common solutions involve either letting the sand go through the pump and using high grade materials and coatings, or, if sand production is very high, separating the sand upstream of the pump and bypassing the sand using an ejector . This ejector system is relatively complex and requires a high flow rate of drive fluid.

Det er derfor et behov for en annen løsning for å forsterke (eng. boost) et fluid undervanns. There is therefore a need for another solution to boost a fluid underwater.

Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et enklere system som ikke trenger dedikert tilførselsstøtte av hjelpeutstyr (for eksempel elektrisk kraft og barrierefluid) fra en ekstern vert eller eventuelt kun i en begrenset mengde, og som derfor kan være mer eller mindre selvstyrende (eng. autonomous). Et annet formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system som er robust mot sand og som er i stand til å pumpe viskøse sandblandinger (eng. sand slurries). The purpose of the invention is to provide a simpler system that does not need dedicated supply support of auxiliary equipment (for example electrical power and barrier fluid) from an external host or possibly only in a limited amount, and which can therefore be more or less self-governing (eng. autonomous) . Another purpose of the invention is to provide a system which is robust against sand and which is capable of pumping viscous sand mixtures (eng. sand slurries).

Dette er oppnådd med et system slik det er definert i kravene. Dette er ifølge oppfinnelsen oppnådd ved å benytte et tilgjengelig trykkøket (eng. pressurized) undervannsfluid som drivfluid (eng. motive fluid) i systemet og ved at systemet videre omfatter en akkumulator og midler for å danne trykkpulser i drivfluidet ved inngangen til akkumulatoren for å betjene (eng. operate) systemet. This has been achieved with a system as defined in the requirements. According to the invention, this is achieved by using an available pressurized underwater fluid as motive fluid in the system and by the system further comprising an accumulator and means for forming pressure pulses in the driving fluid at the entrance to the accumulator to operate (eng. operate) the system.

Det er tilveiebragt et undervanns trykkøkningssystem (eng. pressurizing system) til bruk i en fjerntliggende lokasjon slik som en undervanns An underwater pressurizing system is provided for use in a remote location such as an underwater

hydrokarbonproduksjonsfasilitet. Systemet kan benyttes for å øke trykket i en flerfase brønnstrøm med et lite antall enheter. Systemet omfatter ifølge oppfinnelsen en forbindelse til en kilde med drivfluid med høyere trykk og en forbindelse til et område for dumping av drivfluid med lavere trykk, samt midler for hydrocarbon production facility. The system can be used to increase the pressure in a multiphase well flow with a small number of units. According to the invention, the system comprises a connection to a source of drive fluid with higher pressure and a connection to an area for dumping drive fluid with lower pressure, as well as means for

å danne trykkpulser eller, med sagt med andre ord, midler for å danne syklisk trykk i drivfluidet. Disse midlene er forbundet til en akkumulator og er anordnet for å tilsette eller fjerne drivfluid fra akkumulatoren. Akkumulatoren omfatter videre et innløp og et utløp for å øke trykket (eng. pressurize) i et andre fluid. Ved å tilsette et fluid med et høyere trykk til akkumulatoren vil trykket i akkumulatoren øke, og trykket i det andre fluidet vil øke. Når trykket i det andre fluidet er høyt nok vil dette fluidet kunne strømme ut av akkumulatoren og inn i et system for videre bearbeiding. Etter at dette har skjedd vil tilsettingen av drivfluid bli stengt av og drivfluidet, som nå har et lavere trykk, vil bli ledet til et område for dumping. Dette tillater en innstrømning av det andre fluidet til akkumulatoren, og mengden av dette andre fluidet vil bli trykkøket når drivfluidet tillates å tilsettes i akkumulatoren to form pressure pulses or, in other words, means to form cyclic pressure in the drive fluid. These means are connected to an accumulator and are arranged to add or remove drive fluid from the accumulator. The accumulator further comprises an inlet and an outlet to increase the pressure (eng. pressurize) in a second fluid. By adding a fluid with a higher pressure to the accumulator, the pressure in the accumulator will increase, and the pressure in the other fluid will increase. When the pressure in the second fluid is high enough, this fluid will be able to flow out of the accumulator and into a system for further processing. After this has happened, the addition of drive fluid will be shut off and the drive fluid, which now has a lower pressure, will be directed to an area for dumping. This allows an inflow of the second fluid into the accumulator, and the amount of this second fluid will be pressurized when the driving fluid is allowed to be added to the accumulator

igjen. Ved å repetere dette får man øket trykket i det andre fluidet. Drivfluidet er et fluid som er tilstede undervanns (eng. subsea), muligens (eng. possibly) en gass som er separert ut fra brønnstrømmen og som har blitt trykkøket i en gasskompressor. Det andre fluidet kan være restene fra brønnstrømmen, muligens en olje eller en blanding av olje og vann, begge muligens med sand. En annen mulighet er å ha drivfluidet som et trykkøket injeksjonsfluid, fortrinnsvis en gass som skal injiseres inn i en brønn eller en fluidstrøm men hvor en mengde av dette avledes for å betjene systemet i henhold til oppfinnelsen. again. By repeating this, the pressure in the other fluid is increased. The drive fluid is a fluid that is present underwater (eng. subsea), possibly a gas that has been separated from the well stream and that has been pressurized in a gas compressor. The other fluid can be the residues from the well flow, possibly an oil or a mixture of oil and water, both possibly with sand. Another possibility is to have the drive fluid as a pressurized injection fluid, preferably a gas to be injected into a well or a fluid stream, but where a quantity of this is diverted to operate the system according to the invention.

Med et system slik som beskrevet i foreliggende oppfinnelse kan en øke trykket i et andre fluid uten at en trenger en spesifikk pumpe til det andre fluidet. Det er et enkelt og robust design fordi en har fjernet nesten alle bevegelige deler. I motsetning til i en pumpe så er det ikke noen problemer knyttet til utmatting (eng. fatigue problems) eller til en membran i en pumpe for å øke trykket i det andre fluidet. Ventilene i dette systemet kan ha lengre levetid fordi på/av- syklusene kan være lengre sammenlignet med et system hvor det benyttes en pumpe. Akkumulatoren kan enkelt bli skalert for å møte kapasitetskravene i forskjellige applikasjoner. I systemet kan det også være anordnet flere akkumulatorer i parallell som opererer enten synkront eller i forskjellige intervaller i forhold til hverandre. Slik tilveiebringes en mer kontinuerlig strømning av det trykkøkede andre fluidet ut fra systemet. Sammenlignet med et system hvor det benyttes en pumpe er det en relativt liten investeringskostnad og en reduserer graden av kvalifisering (eng. qualification scope). With a system as described in the present invention, you can increase the pressure in a second fluid without needing a specific pump for the second fluid. It is a simple and robust design because almost all moving parts have been removed. Unlike in a pump, there are no problems related to fatigue (eng. fatigue problems) or to a membrane in a pump to increase the pressure in the other fluid. The valves in this system can have a longer life because the on/off cycles can be longer compared to a system where a pump is used. The accumulator can easily be scaled to meet the capacity requirements of different applications. In the system, several accumulators can also be arranged in parallel which operate either synchronously or at different intervals in relation to each other. In this way, a more continuous flow of the pressurized second fluid out of the system is provided. Compared to a system where a pump is used, there is a relatively small investment cost and one reduces the degree of qualification (eng. qualification scope).

Midlene for å danne trykkpulser i drivfluidet kan, ifølge et aspekt, omfatte et treveis ventilsystem forbundet til akkumulatoren, hvilket ventilsystem er konfigurert til enten å tillate drivfluid med høyere trykk inn i akkumulatoren eller å la drivfluid med lavere trykk strømme ut av akkumulatoren. Ventilsystemet kan også ha et trinn eller en posisjon mellom disse trinnene eller posisjonene som stenger både for innstrømning av drivfluid med høyere trykk og utstrømning av drivfluid med lavere trykk. En annen mulighet er å ha for eksempel to separate ventiler som betjenes med et felles kontrollsystem som er anordnet ved et innløp og ved et utløp til akkumulatoren. The means for generating pressure pulses in the driving fluid may, according to one aspect, comprise a three-way valve system connected to the accumulator, which valve system is configured to either allow higher pressure driving fluid into the accumulator or to allow lower pressure driving fluid to flow out of the accumulator. The valve system can also have a step or a position between these steps or positions that closes both the inflow of drive fluid with higher pressure and the outflow of drive fluid with lower pressure. Another possibility is to have, for example, two separate valves which are operated with a common control system which is arranged at an inlet and at an outlet to the accumulator.

Ifølge et annet aspekt kan forbindelsen til kilden med drivfluid med høyere trykk være en forbindelse forbundet til en fluidlinje nedstrøms trykkøkningsenheten, og forbindelsen til et område for dumping av drivfluid med lavere trykk kan være en forbindelse forbundet ved en posisjon i fluidlinjen som er anordnet oppstrøms denne trykkøkningsenheten. Ifølge en utførelse kan trykkøkningsenheten være et trinn i en gasskompressor og drivfluid vil da være en gass. Trykkøkningsenheten kan være ett eller en kombinasjon av flere enn ett trinn av en flertrinns (eng. multistage) kompressorenhet eller muligens hele kompressoren. Forbindelsespunktet til kilden for drivfluid med høyere trykk vil blø av en mengde av drivfluidet med høyere trykk. Avbløingen kan gjøres etter ett trinn i en flertrinnskompressor eller i fluidlinjen nedstrøms kompressoren. Forbindelsen bør fortrinnsvis være nærme kompressoren for å få minst mulig trykktap i systemet. According to another aspect, the connection to the source of higher pressure propellant fluid may be a connection connected to a fluid line downstream of the pressure boosting unit, and the connection to a lower pressure propellant fluid dumping area may be a connection connected at a position in the fluid line located upstream thereof the pressure boosting unit. According to one embodiment, the pressure increase unit can be a stage in a gas compressor and the drive fluid will then be a gas. The pressure increase unit can be one or a combination of more than one stage of a multistage (eng. multistage) compressor unit or possibly the entire compressor. The connection point to the source of higher pressure drive fluid will bleed off a quantity of the higher pressure drive fluid. The bleeding can be done after one stage in a multi-stage compressor or in the fluid line downstream of the compressor. The connection should preferably be close to the compressor in order to have the least possible pressure loss in the system.

Ifølge et annet aspekt kan forbindelsen for forbindelse til området for dumping av drivfluid med lavere trykk være en forbindelse til en separator anordnet oppstrøms gasskompressortrinnet. Separatoren kan være en væskeutskiller (eng. scrubber) eller en annen type separator. Forbindelsen kan alternativt forbindes til en sugelinje (eng suction line) direkte til gasskompressoren istedenfor til separatoren. According to another aspect, the connection for connection to the lower pressure drive fluid dumping area may be a connection to a separator arranged upstream of the gas compressor stage. The separator can be a liquid separator (eng. scrubber) or another type of separator. The connection can alternatively be connected to a suction line (eng suction line) directly to the gas compressor instead of to the separator.

Ifølge et annet aspekt kan det andre fluidet som skal trykkøkes være en væske, fortrinnsvis en væske som trekkes ut fra separatoren. I dette tilfellet vil området for dumping ha det samme trykket som trykket i væsken som skal trykkøkes da disse er i den samme enheten. Separatoren kan alternativt være en væskeutskiller, en annen type separator eller en annen bearbeidingsenhet (eng. treatment unit). According to another aspect, the second fluid to be pressurized can be a liquid, preferably a liquid which is extracted from the separator. In this case, the area for dumping will have the same pressure as the pressure in the liquid to be pressurized as these are in the same unit. Alternatively, the separator can be a liquid separator, another type of separator or another treatment unit.

Ifølge et annet aspekt kan det være anordnet tilbakeslagsventiler ved innløpet og utløpet til det andre fluidet som skal trykkøkes. Det kan være et separat innløp og utløp for det andre fluidet til akkumulatoren. En annen mulighet er å ha et reelt (eng. actual) innløp som også fungerer som et utløp, hvor denne fluidlinjen på utsiden av akkumulatoren blir delt i to linjer og hvor tilbakeslagsventilene er anordnet i de to fluidlinjene. Tilbakeslagsventilene vil bli konfigurert slik at de tillater fluid fra akkumulatoren til en linje med et drivfluid med høyere trykk, og fluid fra et område, hvilket område er kilden for det andre fluidet som skal trykkøkes, inn i akkumulatoren, hvor trykket i dette området er lavere enn trykket i linjen. Området kan være en separator, muligens en væskeutskiller eller en annen type separator. According to another aspect, non-return valves can be arranged at the inlet and outlet of the second fluid to be pressure increased. There can be a separate inlet and outlet for the second fluid to the accumulator. Another possibility is to have a real (eng. actual) inlet which also functions as an outlet, where this fluid line on the outside of the accumulator is divided into two lines and where the non-return valves are arranged in the two fluid lines. The check valves will be configured to allow fluid from the accumulator into a line with a higher pressure driving fluid, and fluid from an area, which area is the source of the other fluid to be pressurized, into the accumulator, where the pressure in that area is lower than the pressure in the line. The area may be a separator, possibly a liquid separator or some other type of separator.

Ifølge et aspekt kan utløpet til det andre fluidet fra akkumulatoren være forbundet til en fluidlinje nedstrøms punktet hvor drivfluidet blir ledet inn i akkumulatoren. Ifølge et annet aspekt kan det være anordnet en kjøler i fluidlinjen nedstrøms gasskompressoren og forbindelsespunktet for drivfluidet, og oppstrøms punktet hvor det trykkøkede andre fluidet innføres i fluidlinjen. According to one aspect, the outlet of the second fluid from the accumulator can be connected to a fluid line downstream of the point where the drive fluid is led into the accumulator. According to another aspect, a cooler may be arranged in the fluid line downstream of the gas compressor and the connection point for the drive fluid, and upstream of the point where the pressurized second fluid is introduced into the fluid line.

Med et system ifølge oppfinnelsen har en et system hvor hamring (eng. hammering) i innløpsvæsken, muligens vann, kan bli eliminert ved å tillate at væskenivået i separatoren blir balansert med væskenivået i akkumulatoren før utløpstrykket (eng. discharge pressure) blir påført. Gassvolumet i akkumulatoren kan bli benyttet til dempning. Systemet vil være selvregulerende og kan betjenes tørt eller vått (eng. dry or wet). Det vil også, sammenlignet med et system med en resiprokerende pumpe, eliminere problemet relatert til differensialtrykket over membranen eller stempelet ved endeposisjonene. With a system according to the invention, one has a system where hammering in the inlet liquid, possibly water, can be eliminated by allowing the liquid level in the separator to be balanced with the liquid level in the accumulator before the discharge pressure is applied. The gas volume in the accumulator can be used for damping. The system will be self-regulating and can be operated dry or wet. It will also, compared to a system with a reciprocating pump, eliminate the problem related to the differential pressure across the diaphragm or piston at the end positions.

Oppfinnelsen er også relatert til en fremgangsmåte for å øke trykket i en væskedel i en tofase brønnstrøm, omfattende stegene å separere ut en fluidfase fra brønnstrømmen, øke trykket i nevnte ene fluidfase, og trekke ut noe av fluidet som er trykkøket for å benyttes som drivfluidet ved trykkøkning av den andre fasen av brønnstrømmen. The invention is also related to a method for increasing the pressure in a fluid part in a two-phase well flow, comprising the steps of separating out a fluid phase from the well flow, increasing the pressure in said one fluid phase, and extracting some of the fluid that has been increased in pressure to be used as the driving fluid by increasing the pressure of the second phase of the well flow.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet med ikke-begrensende utførelser med referanse til de tilhørende tegningene, hvor The invention will now be described with non-limiting embodiments with reference to the accompanying drawings, where

Fig. 1 viser en prinsipiell skisse av en første utførelse av oppfinnelsen og Fig. 1 shows a principle sketch of a first embodiment of the invention and

Fig. 2 viser en andre utførelse av en detalj av oppfinnelsen. Fig. 2 shows a second embodiment of a detail of the invention.

I fig. 1 er det vist en brønnfluidlinje 1 som leder inn i en separator 2, hvor separatoren er i form av en væskeutskiller. I væskeutskilleren separeres brønnfluidet i minst en væskefase og en gassfase. Væskefasen kan omfatte både en vanndel og en oljedel (eng. water part and oil part). Separasjonen av de to fasene er indikert i væskeutskilleren 2 med linjen 20. Det er et trykk Po i væskeutskilleren 2. Ved det høyeste punktet i væskeutskilleren 2 er det et utløp 21 for gassfasen som leder gjennom en fluidlinje 3 til en trykkøkningsenhet 4 eller kompressor som komprimerer gassen til et trykk P]ved utløpet til kompressoren 4. Ved utløpet til kompressoren er det en fluidlinje 5.1 denne fluidlinjen 5 er det et forbindelsespunkt 51 som forbinder en rørlinje 11 til fluidlinjen 5. Rørlinjen 11 leder en del av den komprimerte gassen til en akkumulator 7 gjennom trykkpulsmidler 6 eller et ventilsystem eller toveisventil. Toveisventilen vil i en posisjon tillate trykkøket gass fra kompressorutløpet gjennom forbindelsespunktet 51 og rørlinjen 11 inn i akkumulatoren 7, og i en posisjon tillate gass fra akkumulatoren 7 gjennom en rørledning 12 til en væskeutskiller 2 med et innløp 22 i væskeutskilleren 2. Det er anordnet en kjøler 10 nedstrøms forbindelsespunktet 51 i fluidlinjen 5. Det er anordnet et andre forbindelsespunkt 52 nedstrøms kjøleren 10, gjennom hvilket forbindelsespunkt et trykkøket fluid blir tilsatt fluidlinjen 5 med et trykk P2. Dette forbindelsespunktet 52 er forbundet til akkumulatoren 7 med en tilbakeslagsventil 9 i denne forbindelsen. Akkumulatoren er videre også forbundet til bunnen av væskeutskilleren 2 ved et utløp 23 med en tilbakeslagsventil 8 i denne forbindelsen som tillater fluid fra væskeutskilleren 2 inn i akkumulatoren 7. Brønnstrømmen som ledes inn i separatoren blir separert i en gasstrøm, som blir trykkøket i en kompressor, og en væskestrøm som blir trykkøket med systemet ifølge oppfinnelsen, og deretter blir begge strømmene samlet og transportert til andre lokasjoner. In fig. 1 shows a well fluid line 1 which leads into a separator 2, where the separator is in the form of a liquid separator. In the liquid separator, the well fluid is separated into at least one liquid phase and one gas phase. The liquid phase can include both a water part and an oil part (eng. water part and oil part). The separation of the two phases is indicated in the liquid separator 2 by the line 20. There is a pressure Po in the liquid separator 2. At the highest point in the liquid separator 2 there is an outlet 21 for the gas phase which leads through a fluid line 3 to a pressure increasing unit 4 or compressor which compresses the gas to a pressure P] at the outlet of the compressor 4. At the outlet of the compressor there is a fluid line 5.1 this fluid line 5 there is a connection point 51 which connects a pipe line 11 to the fluid line 5. The pipe line 11 leads part of the compressed gas to a accumulator 7 through pressure pulse means 6 or a valve system or two-way valve. The two-way valve will in one position allow pressurized gas from the compressor outlet through the connection point 51 and the pipeline 11 into the accumulator 7, and in one position will allow gas from the accumulator 7 through a pipeline 12 to a liquid separator 2 with an inlet 22 in the liquid separator 2. There is arranged a cooler 10 downstream of the connection point 51 in the fluid line 5. A second connection point 52 is arranged downstream of the cooler 10, through which connection point a pressurized fluid is added to the fluid line 5 with a pressure P2. This connection point 52 is connected to the accumulator 7 with a check valve 9 in this connection. The accumulator is further also connected to the bottom of the liquid separator 2 by an outlet 23 with a non-return valve 8 in this connection which allows fluid from the liquid separator 2 into the accumulator 7. The well stream which is led into the separator is separated into a gas stream, which is pressurized in a compressor , and a liquid flow that is pressurized with the system according to the invention, and then both flows are collected and transported to other locations.

I fig. 2 er det vist en andre utførelse av akkumulatoren 7, hvor de to fluidene i akkumulatoren separeres fra hverandre ved bruk av et flytende stempel 24 i akkumulatoren 7. In fig. 2 shows a second embodiment of the accumulator 7, where the two fluids in the accumulator are separated from each other using a liquid piston 24 in the accumulator 7.

Oppfinnelsen har blitt beskrevet med referanse til ikke-begrensende utførelser. En fagmann på området vil forstå at det kan bli laget endringer og modifikasjoner ved utførelsene som er innenfor omfanget av kravene, og at det er mange andre måter å benytte oppfinnelsen på. The invention has been described with reference to non-limiting embodiments. A person skilled in the art will understand that changes and modifications can be made to the designs that are within the scope of the requirements, and that there are many other ways of using the invention.

Claims

1. Underwater pressure boosting system for use in a remote location such as an underwater hydrocarbon production facility, characterized by the system comprising; a connection (51) in a fluid line (5) downstream of a pressure boosting unit (4), the pressure boosting unit being in the form of a gas compressor, to a source of higher pressure driving fluid, the driving fluid being in the form of a gas, a connection at a position in the fluid line arranged upstream the pressure increase unit (4) to an area for dumping drive fluid with lower pressure, the area for dumping is in the form of a separator, an accumulator (7) and means for forming pressure pulses in the drive fluid, which means (6) are connected to the accumulator (7) and configured so that drive fluid is added to or removed from the accumulator (7), the accumulator (7) further comprises an inlet and an outlet for a second fluid to be pressurized.

2. Underwater pressure increase system according to claim 1, characterized in that the means for forming pressure pulses in the drive fluid comprise a two-way valve system (6) connected to the accumulator (7), which valve system (6) is configured to either allow drive fluid with higher pressure into the accumulator (7) or drive fluid with lower pressure out of the accumulator (7).

3. Underwater pressure increase system according to claim 1 or 2, characterized in that the second fluid to be pressure increased is a liquid that has been extracted from the separator (2).

4. Underwater pressure increase system according to claim 1 or claim 3, characterized in that check valves (8, 9) are arranged at the inlet and outlet of the accumulator (7) for the second fluid to be pressure increased.

5. Underwater pressure increase system according to claim 1, characterized in that the outlet of the second fluid from the accumulator (7) is connected to a fluid line downstream of the point (52) where the driving fluid is led into the accumulator (7).

6. Underwater pressure increase system according to one of the preceding claims, characterized in that a floating piston (20) is arranged between the two fluids in the accumulator (7).

7. Method for increasing the pressure in a fluid part in a two-phase well flow, comprising the steps of - separating out a fluid phase from the well flow, - increasing the pressure in said one fluid phase downstream of the separation step, - extracting some of the fluid that has been increased in pressure for use as the driving fluid at pressure increase of another fluid phase, the liquid part, of the well flow in an accumulator (7), whereby - adding to or removing driving fluid from the accumulator (7) by forming pressure pulses in the accumulator (7) and increasing the pressure in the second fluid phase in the accumulator (7 ).