NO20110802A1 - Undersjoisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass - Google Patents
Undersjoisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110802A1 NO20110802A1 NO20110802A NO20110802A NO20110802A1 NO 20110802 A1 NO20110802 A1 NO 20110802A1 NO 20110802 A NO20110802 A NO 20110802A NO 20110802 A NO20110802 A NO 20110802A NO 20110802 A1 NO20110802 A1 NO 20110802A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pump
- compressor
- compression station
- gas
- station according
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 title claims abstract description 48
- 238000007906 compression Methods 0.000 title claims abstract description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 41
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 3
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
En undersjøisk Kompresjonsstasjon er beskrevet som omfatter en separator (3), en kompressor (1) og en pumpe (2), idet kompressoren brukes til komprimering og utløp av gass som er separert fra en brønnstrøm ført inn i separatoren, og pumpen brukes til å pumpe væske som er separert fra brønnstrømmen. I henhold til oppfinnelsen blir komprimert gass ekstrahert fra den komprimerte gassen som løper ut av kompressoren, og blir så ført til en turboekspansjonsenhet (10) som er driftsmessig koblet til et pumpehjul eller en rotor (17) i pumpen (2).
Description
Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass
Teknisk område for oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse vedrører et kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm ved komprimering av gass og pumping av væske i undersjøisk hydrokarbonproduksjon. Nærmere bestemt vedrører foreliggende oppfinnelse innretninger på en kompress-orstasjon som utgjør en del av et undersjøisk kompresjonssystem.
Bakgrunn for oppfinnelsen og kjent teknikk
Offshore gassproduksjon involverer installasjoner på havbunnen som er styrt og forsynt med kraft fra en landbasert eller offshorebasert terminal eller vertsfasilitet. Brønnfluid blir transportert via rørledninger fra et undersjøisk produksjonssystem til mottaksterminalen for så å bli prosessert videre før produktene blir levert markedet. I de første produksjonsfasene er trykket i fluidreservoaret vanligvis tilstrekkelig til å transportere hydrokarbonfluidene gjennom rørledningen. Senere i produksjonen, eller i tilfeller med svært lang avstand mellom brønnfluidreservoar og mottaksterminal, kan det være nødvendig å øke fluidtrykk og -strømning i en eller flere kompresjonsstasjoner langs rørledningen for å opprettholde strømnings-hastighet og produksjonsnivå.
Kompressorer som brukes i undersjøiske kompresjonsstasjoner er tilpasset prosessering av våtgass som inneholder en viss andel væske. En større væskeandel vil kreve væskepumper. I kompresjonsstasjonen kommer brønnfluid som inneholder gass og væske inn i en separator eller scrubber, der væske blir skilt fra brønnstrømmen og ført til pumpen, og gir derved forutsigbare operasjonspunkter både for kompressoren og pumpen i forhold til andel væskevolum eller væskenivå. Pumpen blir nyttet til å pumpe væsken nedstrøms, typisk ved å injisere væsken i den komprimerte gassen som kommer ut fra kompressoren, slik at et re-mikset multifase brønnfluid forlater kompresjonsstasjonen med forhøyet trykknivå og strømning. Ikke desto mindre kan den undersjøiske kompresjosstasjonen valgfritt være innrettet for utløp av trykkøket gass- og væskestrømning via separate eksportrørledninger.
Vanligvis blir hver kompressor og pumpe drevet av en dedikert elektrisk motor, som hver får tilført drivkraft og styrestrøm via en navlestreng (umbilical) som forbinder kompresjons-stasj onen med dens vertsfasilitet. Hver kompressormotor eller pumpemotor i kompresjonsstasjonen krever et individuelt oppsett av kraft- og reguleringsutstyr for variabel hastighetsregulering, slik som undersjøisk koblingsanlegg, våtkoblede elektriske konnektorer, høyspent elektriske kabelbroer og elektriske reguleringssystemkomponenter, kretser for avkjøling og smøring, inkludert ventiler og strømnings - eller trykkregulering, osv.
Sammenfatning av oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å redusere antall komponenter som kreves i en undersjøisk kompresonsstasjon konfigurert for trykkøkning av en brønnstrøm som inneholder gass og væske.
Målet blir oppnådd i en undersjøisk kompresjonsstasjon som omfatter en separator, en kompressor og en pumpe, der kompressoren brukes til komprimering og utløp av gass som er separert fra en brønnstrøm som ledes inn i separatoren, og pumpen brukes til å pumpe væske som er separert fra brønn-strømmen. I henhold til oppfinnelsen blir komprimert gass ekstrahert fra komprimert gass fra kompressoren og ført til en turbo-ekspansjonsenhet som er driftsmessig koblet til et pumpehjul eller rotor i pumpen.
Den dedikerte pumpemotoren og de tilknyttede komponenter slik som kraftforsyningskomponenter, utstyr for driftsstyring, smøring- og kjølingsutstyr etc, kan utelates, noe som reduserer kostnaden og kompleksiteten for kompresjosstasjonen betraktelig.
Turbo-ekspansjonsenheten er en turbin med sentrifugal eller aksiell strømning, der komprimert gass med høyt trykk blir ekspandert, og energien i den ekspanderende gassen blir frigjort til å drive en ekspansjonsturbin eller rotoren i turbo-ekspansj onsenheten.
I foreliggende oppfinnelse har ekspansjonsturbinen en utgående aksel som er koblet til og driver pumpehjulet/rotoren på en sentrifugalpumpe eller en fortrengningspumpe. Pumpen og turbo-ekspans jonsenhet kan være koblet direkte eller indirekte f.eks. via et reduksjonsgir eller en hastighetsreduksjonsinnretning.
Turbo-ekspansjonsenheten er fortrinnsvis inkludert i en gass-tilførselssløyfe som forbinder kompressorens utløps- og inntaksside. Trykket i den ekspanderte gassen som kommer ut av turbo-ekspansjonsenheten kan være opprettholdt over gasstrykket på inntakssiden av kompressoren for å tilbakeføre gassen til gasstrømmen oppstrøms kompressoren. Alternativt kan den ekspanderte gassen bli sendt tilbake til gasstrømmen oppstrøms ved hjelp av en ejektor drevet av gasstrømmen på kompressorens inntaksside.
Slik er i utgangspunktet inntaket til turbo-ekspansjonsenheten koblet til en utløpsledning for komprimert gass mellom kompressorutløpet og et væskeinjeksjonspunkt på utløpsledningen for komprimert gass, og utløpet av turbo-ekspansjonsenheten kan kobles over en strømningsreguleringsventil til en fluidled-ningen som leder våtgass til kompressoren, eller kan alternativt kobles til brønnstrømmen oppstrøms for separatoren.
Turbo-ekspansjonsenhet og pumpe blir drevet intermitterende og styrt og regulert av strømningsreguleringsventilen som er dedikert til dette formålet, og aktivert som respons på en detektert væskevolumfraksjon i separatoren, eller som respons på en detektert væskevolumfraksjon i brønnstrømmen som blir tilført og matet til separatoren.
I det tilfellet at pumpen som brukes ikke er i stand til å kjøre bare på gass, kan utløpet fra pumpen bli koblet til separatoren for resirkulering av væske via en strømnings-reguleringsventil innrettet i en væskeretursløyfe, for å unngå risiko for at pumpen kjører tørr.
Pumpen kan også stoppes ved å stenge strømningsregulerings-ventilen i det tilfelle at et lavt væskeinnstillingspunkt i separatoren nås, eller pumpen kan også ha en ekstern service-ledning for væske som typisk tilfører metanol eller glykol som kan brukes til kontinuerlig og/eller intermitterende fylling (priming) av pumpen.
Strømningskretsen i en undersjøisk kompresjonsstasjon vil typisk omfatte en resirkuleringssløyfe slik at gass kan returneres fra kompressorens utløpsside til kompressorens inntaksside for å motvirke pumping (surging). En alternativ eller ekstra anti-surge-resirkuleringssløyfe kan skaffes av foreliggende oppfinnelse ved å lede gasstrømmen gjennom turbo-ekspans j onsenheten slik at den blir regulerbar som respons på en detektert pumpetilstand (surge condition) i kompressoren, mens en samtidig regulerer væskestrømmen fra pumpen for til enten resirkulering til separatoren eller injisering i kompressorens utløpsrør.
Ytterligere fordeler, fordelaktige egenskaper og utførelser av oppfinnelsen vil fremgå av de uselvstendige patentkravene og av følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelser.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene
Oppfinnelsen vil bli nærmere forklart nedenfor med henvisning til de vedlagte skjematiske tegningsfigurene. Tegningsfigurene viser som følger: Figur 1 er et diagram som skjematisk illustrerer oppsettet av en undersjøisk kompresjonsstasjon i kjent teknikk. Figur 2 er et diagram som tilsvarer figur 1 og viser oppsettet av en undersjøisk kompresonsstasjon i henhold til foreliggende oppfinnelse, og Figur 3 er et forenklet diagram som viser en utførelse en implementering av foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelser
En oversikt over hovedmodulene og strømningskretsene i en undersjøisk kompresjonsstasjon for trykkøkning av brønnstrøm er vist skjematisk i diagrammet på figur 1. Kompresjonsstasjonen mottar tofase eller multifase brønnfluid fra minst ett under-sjøisk produksjonssystem, og fører trykkøket brønnfluid F inn i én eller flere eksportrørledninger for videre transport til en mottaksterminal eller vertsfasilitet. Kompresjonsstasjonen omfatter en kompressormodul inkludert en eller flere kompressorer 1, en pumpemodul inkludert minst én pumpe 2 og en separator-scrubber-modul inkludert en separator 3. Separatoren 3 er konstruert til å separere væske/gass og kan i tillegg være strukturert for å oppløse væskeplugger, for hydratprevensjon og for utskilling av faste partikler som følger med i brønn-strømmen, for gassvasking osv., slik at komprimerbar gass (våtgass) blir ført til kompressorinntaket. Kompressoren(e) 1 er konstruert til å øke trykket i gassen og føre gassen med et forhøyet trykk inn i eksportrørledningen. Pumpen(e) 2 er konstruert til å injisere overskytende væske med et forhøyet trykk inn i gasstrømmen som løper ut fra kompressoren.
Høyspent kraft, lavspent kraft, hydraulikk, regulerings- og hjelpeutstyr blir tilført fra vertsfasiliteten via en navlestreng (umbilical) koblet til den undersjøiske kompresjonsstasjonen. Kraft til hjelpeutstyr og regulering blir distri-buert til forbrukerne på den undersjøiske kompresjonsstasjonen via transformatorer, høyspenningskabler og våtkoblede elektriske konnektorer, koblingsanlegg, elektriske kabelbroer (jumpers), skillebrytermoduler osv. Fordi kompressoren(e) og pumpen(e) er drevet individuelt av dedikerte elektriske motorer 4 og 5 med variabel hastighet (Variable Speed Drive - VSD), er det nødvendig å individuelt installere hjelpeutstyr og utstyr for kraftregulering for hver motor. På tegningsfigurene er det dedikerte hjelpe- og kraftreguleringsutstyret skjematisk representert med VSD-blokker 6.
I tillegg krever hver motor separate fleksible koblinger, anordninger for føring og landing, ventiler og fluidledninger for kjøling, smøring og barrieretrykk, på den undersjøiske kompresjonsstasjonen.
Figur 2 er en oversikt over en undersjøisk kompresjonsstasjon som er innrettet ved bruk av foreliggende oppfinnelse. En vesentlig forskjell i arkitekturen på figur 2 er det betydelig reduserte antallet av VSD-blokker 6, som kan være redusert med 50 % som følge av at pumpen(e) 2 blir drevet av komprimert gass som kommer fra kompressoren(e), slik foreliggende oppfinnelse angir.
Selvsagt vil reduksjonen i antallet komponenter som kreves i den undersjøiske kompresjonsstasjonen være aktuell for alle komponenter som ellers ville vært involvert i driften av den utelatte pumpemotoren.
En undersjøisk kompresjonsstasjon innrettet i samsvar med en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse, er illustrert skjematisk på figur 3.
Uten at det blir uttrykkelig forklart i detaljer med henvisning til figur 3, vil en fullt utstyrt og operativ undersjøisk kompresjonsstasjon typisk omfatte brønnstrømsmanifolder og ventiler for import og eksport, strømnings- og trykkmålere, resirkuleringsledninger og ventiler, anti-surge-regulerings-kretser og ventiler, smøre- og barrierefluidkretser og ventiler, navlestreng-termineringshode, transformatorer, kjølere, sandfelle osv., samt annet utstyr som vanligvis finnes på en undersjøisk kompresjonsstasjon. For klarhets skyld er den detaljerte strukturen og organiseringen av moduler og enheter som er av underordnet betydning i denne forbindelse, blitt utelatt fra figur 3.
I en undersjøisk kompresjonsstasjon som implementerer oppfinnelsen blir brønnfluid F levert til kompresjonstasjonen via tilførselsledning 7 for brønnstrøm og matet inn i separatoren 3, som er konfigurert for separasjon av gass og væske som finnes i brønnstrømmen. Våtgass blir levert fra separatoren til inntaket til kompressor 1 via våtgass-tilførselsledning 8. Komprimert gass løper ut fra kompressoren 1 via utløpsrør 9 for komprimert gass til utgående røropplegg og eksportrørledning (ikke vist). Høytrykksgass blir tatt ut fra kompressor-utløps-rør 9 og levert via tilførselsledning 11 for komprimert gass til en turbo-ekspansjonsenhet 10. Ekspandert gass løper ut fra turboekspansjonsenheten 10 og blir returnert til inntakssiden av kompressoren gjennom returledningen 12 for ekspandert gass, via en strømningsreguleringsventil 13. Strømningsregulerings-ventilen 13, som alternativt kan være installert på gasstil-førselsledning 11 til turbo-ekspansjonsenheten 10, kan regul-eres som respons på en væskevolumfraksjon i separatoren, detektert ved hjelp av sensormiddel, og brukes i en undersjøisk reguleringsenhet 14 som styrer innstillingen av strømnings-reguleringsventilen 13. En énveis ventil 15 i returgassledningen 12 forhindrer tilbakestrømning i returgassledningen 12.
Ekspansjonsturbinen 16 i turbo-ekspansjonsenheten 10 er koblet slik at den driver et pumpehjul eller rotor 17 i væskepumpen 2. Under drift trekker pumpen 2 væske fra separatoren 3 via væske-tilførselsledning 18 for injeksjon inn i utløpsledningen 9 for komprimert gass, via væskeinjeksjonsledningen 19 som er koblet til utløpsledningen 9 i et væskeinjeksjonspunkt. Tilbakeføring av væske til separatoren 3 kan oppnås via væskeretursløyfe 20 og strømningsreguleringsventil 21, som forbinder separatoren med væskeinjeksjonsledningen 19 på utløpssiden av pumpen.
Pumpen kan også bli stoppet ved å stenge strømningsregulerings-ventilen i det tilfelle at et lavt væskeinnstillingspunkt i separatoren nås, eller pumpen kan også ha en ekstern service-ledning for væske som typisk tilfører metanol eller glykol som kan brukes til kontinuerlig og/eller intermitterende fylling (priming) av pumpen.
Kraft for hjelpeutstyr og styring blir tilført til kompressor-motoren 4 via VSD-blokk 6 og navlestreng- termineringshodeblokk 22 som representerer de nødvendige høyspennings- og lavspenn-ingskretser, våtkoblede konnektorer, koblingsanlegg, skillebrytere, etc.
Kompressoren(e) som brukes i den undersjøiske kompresjonsstasjonen er konstruert for en betydelig økning av gasstrykket, slik som f.eks. fra om lag 40 bar ved kompressorinntaket til om lag 120 bar ved kompressorutløpet. Kraftige sentrifugal-kompressorer for våtgass blir vanligvis brukt i denne forbindelse, og arbeider typisk i et kraftområde fra én til flere titalls megawatt og med rotasjonshastigheter i størrelsesorden 8-12000 omdreininger per minutt.
Pumpen(e) som brukes i den undersjøiske kompresjonsstasjonen er konstruert for å øke trykket i væskestrømmen opp til et trykk som kreves for injisering i gassen som kommer fra kompressor-utløpet. Pumper med konstant fortrengningsvolum er nyttige i denne sammenheng, der de virker i et kraftområde på hundrevis av kilowatt og med rotasjonshastigheter på om lag 1500-
4000 omdreininger per minutt.
Slik vil, i de fleste kombinasjoner av kompressor/pumpe, en hastighetsreduksjonsforhold på om lag 4-5:1 kunne være ønskelig og passende. Kompressorer, fortrengningspumper eller sentri-fugalpumper som roterer med andre omløpshastigheter kan imidlertid brukes som alternativ, og krever ingen eller andre hastighetsreduksjonsforhold. Ikke desto mindre skaffer foreliggende oppfinnelse stor frihet når det gjelder valg av pumpe/kompressor-kombinasjoner, fordi drivgasstrømmen og resulterende utgangsdreiemoment og rotasjon kan styres ved hjelp av strømningsreguleringsventilen 13. Alternativt kan en sette inn en hastighetsreduksjons- eller reguleringsanordning, antydet ved en symbolisk representasjon 23 på figur 3, slik som f.eks. en hydrodynamisk momentomformer eller en elektrisk hystereseclutch, mellom turbo-ekspansjonsenheten og pumpen, styrt mellom null og 100 % låsing mellom drivende og drevne komponenter, avhengig av ønsket utgående dreiemoment.
Oppfinnelsen er selvsagt ikke begrenset til den in-line, koaksiale sammenstilling av turbo-ekspansjonsenhet og pumpe som er illustrert skjematisk på tegningsfigurene. I stedet kan pumpen og turbo-ekspansjonsenheten alternativt være innrettet på parallelle longitudinale aksler, eller selv på kryssende aksler, med samvirkende tannhjul eller vinkelgir (bevel gears) som overfører dreiemoment og rotasjon fra ekspansjonsturbinen til pumperotoren.
Oppfinnelsen er ikke begrenset til de utførelsene som er beskrevet ovenfor. Tvert imot kan mange mulige modifikasjoner være åpenbare for en fagperson, ut fra det som her er beskrevet, uten å avvike fra grunnideen ved oppfinnelsen. Slike modifikasjoner kan for eksempel inkludere et antall kompressorer og pumper innrettet i den undersjøiske kompreesjons-stasjonen. En annen modifikasjon forutser at to eller flere kompressorer eller kompressortrinn er innrettet i en serie. I en slik utførelse kan en mellomkjøler være installert mellom kompressorene eller kompressortrinnene som er innrettet i serie. Det kan også tenkes et arrangement med mellomliggende utløp og ekstrahering av komprimert gass mellom kompressorene eller kompressortrinnene innrettet i serie, for tilførsel til turbo-ekspansj onsenheten.
Disse og andre tenkelige modifikasjoner, som gir samme virkninger og fordeler, er forutsett av oppfinnerne og skal regnes som inkludert i omfanget av de vedlagte patentkravene.
Claims (11)
1. Undersjøisk kompresjonsstasjon som omfatter en separator (3), en kompressor (1) og en pumpe (2), idet kompressoren brukes til komprimering og utløp av gass som er separert fra en brønnstrøm som blir ledet inn i separatoren, og pumpen brukes til å pumpe væske som er separert fra brønnstrømmen,karakterisert vedat komprimert gass blir ekstrahert fra den komprimerte gassen som løper ut av kompressoren, og ført til en turbo-ekspansjonsenhet (10) som er driftsmessig koblet til et pumpehjul eller en rotor (17) i pumpen (2)
2. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 1, idet inntaket på turbo-ekspansjonsenheten (10) er koblet til en utløpsledning (9) for komprimert gass mellom kompressoruttaket og et væske-injeks jonspunkt på utløpsledningen (9) for komprimert gass, og utløpet av turbo-ekspansjonsenheten kan over en strømnings-reguleringsventil (13) kobles til en fluidledning (8) som fører våtgass til kompressoren (1).
3. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 2, idet strømnings-reguleringeventilen (13) blir aktivert som respons på en detektert væskevolumfraksjon i separatoren (3) .
4. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 2 eller 3, idet ut-løpet fra pumpen kan kobles til separatoren via en strømnings-reguleringsventil (21) innrettet i en væskeretursløyfe (20).
5. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 4, idet gasstrøm gjennom turbo-ekspansjonsenheten (10) er regulerbar som respons på en detektert pumpetilstand i kompressoren.
6. Kompresjonsstasjon i henhold til hvilket som helst foregående krav, idet pumpen er en fortrengningspumpe.
7. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 6, idet et reduksjonsgir eller en anordning (23) for hastighetsregulering er satt inn mellom turbo-ekspansjonsenheten og pumpen.
8. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 1, idet et antall kompressorer og pumper er innrettet i den undersjøiske kompresjonsstasjonen.
9. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 1, idet to eller flere kompressorer eller kompressortrinn er innrettet i en serie.
10. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 9, idet en mellom-kjøler er installert mellom kompressorene eller kompressortrinnene som er innrettet i serie.
11. Kompresjonsstasjon i henhold til krav 9 eller 10, idet komprimert gass blir ekstrahert mellom kompressorene eller kompressortrinnene som er innrettet i serie, og ført til turbo-ekspans j onsenheten.
Priority Applications (8)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20110802A NO335032B1 (no) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass |
US14/123,034 US9284831B2 (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Apparatus and method for operating a subsea compression system |
EP12793714.2A EP2715062B1 (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Apparatus and method for operating a subsea compression system |
PCT/IB2012/001063 WO2012164382A1 (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Apparatus and method for operating a subsea compression system |
BR112013030273A BR112013030273A2 (pt) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | método de operação de um sistema de compressão submarino e sistema de compressão submarino |
AU2012264387A AU2012264387B2 (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Apparatus and method for operating a subsea compression system |
CN201280026332.6A CN103732857A (zh) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | 用于操作海底压缩系统的设备和方法 |
MYPI2013004077A MY167335A (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Apparatus and method for operating a subsea compression system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20110802A NO335032B1 (no) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110802A1 true NO20110802A1 (no) | 2012-12-03 |
NO335032B1 NO335032B1 (no) | 2014-08-25 |
Family
ID=47258452
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110802A NO335032B1 (no) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9284831B2 (no) |
EP (1) | EP2715062B1 (no) |
CN (1) | CN103732857A (no) |
AU (1) | AU2012264387B2 (no) |
BR (1) | BR112013030273A2 (no) |
MY (1) | MY167335A (no) |
NO (1) | NO335032B1 (no) |
WO (1) | WO2012164382A1 (no) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2493749B (en) * | 2011-08-17 | 2016-04-13 | Statoil Petroleum As | Improvements relating to subsea compression |
NO335664B1 (no) * | 2013-04-30 | 2015-01-19 | Vetco Gray Scandinavia As | Fremgangsmåte og system for oppsamling og evakuering av dreneringsvæske i et undersjøisk kompresjonssystem |
GB2526604B (en) * | 2014-05-29 | 2020-10-07 | Equinor Energy As | Compact hydrocarbon wellstream processing |
US9463424B2 (en) * | 2014-07-09 | 2016-10-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Actuatable flow conditioning apparatus |
EP3201471B1 (en) * | 2014-10-03 | 2020-11-25 | Nuovo Pignone S.r.l. | Method of monitoring the status of a turbomachine having a casing wherein liquid may accumulate, arrangement and turbomachine |
CA2977425A1 (en) | 2015-04-01 | 2016-10-06 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid driven commingling system for oil and gas applications |
WO2018044323A1 (en) | 2016-09-02 | 2018-03-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hybrid drive systems for well stimulation operations |
US11719260B2 (en) | 2017-10-27 | 2023-08-08 | Fmc Technologies, Inc. | Multi-fluid management with inside out fluid systems |
GB201718939D0 (en) * | 2017-11-16 | 2018-01-03 | Dynamic Extractions Ltd | Centrifuge apparatus |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE3466857D1 (en) * | 1984-06-22 | 1987-11-26 | Fielden Petroleum Dev Inc | Process for selectively separating petroleum fractions |
US4970867A (en) * | 1989-08-21 | 1990-11-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders |
US5558502A (en) | 1993-12-24 | 1996-09-24 | Pacific Machinery & Engineering Co., Ltd. | Turbo pump and supply system with the pump |
NO321304B1 (no) | 2003-09-12 | 2006-04-24 | Kvaerner Oilfield Prod As | Undervanns kompressorstasjon |
DE102004046341A1 (de) * | 2004-09-24 | 2006-03-30 | Linde Ag | Verfahren zum Verdichten eines Erdgasstromes |
EP1779911A1 (en) * | 2005-10-28 | 2007-05-02 | M-I Epcon As | A separator tank |
NO20055727L (no) | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Norsk Hydro Produksjon As | Elektrisk undervanns kompresjonssystem |
EP1993692B1 (en) | 2006-03-03 | 2016-08-24 | Dresser-Rand Company | Multiphase fluid processing device |
US7654320B2 (en) | 2006-04-07 | 2010-02-02 | Occidental Energy Ventures Corp. | System and method for processing a mixture of hydrocarbon and CO2 gas produced from a hydrocarbon reservoir |
US8555672B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
US7814975B2 (en) * | 2007-09-18 | 2010-10-19 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
CN101498229A (zh) | 2008-01-31 | 2009-08-05 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 零排放的天然气发电及液化装置 |
DE102008031116B4 (de) * | 2008-05-29 | 2022-02-03 | Man Energy Solutions Se | Getriebeturbomaschine für einen Maschinenstrang, Maschinenstrang mit und Getriebe für Getriebeturbomaschine |
-
2011
- 2011-06-01 NO NO20110802A patent/NO335032B1/no not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-06-01 WO PCT/IB2012/001063 patent/WO2012164382A1/en active Application Filing
- 2012-06-01 US US14/123,034 patent/US9284831B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-01 MY MYPI2013004077A patent/MY167335A/en unknown
- 2012-06-01 EP EP12793714.2A patent/EP2715062B1/en not_active Not-in-force
- 2012-06-01 AU AU2012264387A patent/AU2012264387B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-01 CN CN201280026332.6A patent/CN103732857A/zh active Pending
- 2012-06-01 BR BR112013030273A patent/BR112013030273A2/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20140223894A1 (en) | 2014-08-14 |
MY167335A (en) | 2018-08-16 |
BR112013030273A2 (pt) | 2018-04-24 |
EP2715062A4 (en) | 2015-07-15 |
AU2012264387B2 (en) | 2017-02-23 |
EP2715062B1 (en) | 2016-09-28 |
US9284831B2 (en) | 2016-03-15 |
NO335032B1 (no) | 2014-08-25 |
CN103732857A (zh) | 2014-04-16 |
EP2715062A1 (en) | 2014-04-09 |
AU2012264387A1 (en) | 2013-12-12 |
WO2012164382A1 (en) | 2012-12-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20110802A1 (no) | Undersjoisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass | |
US5117908A (en) | Method and equipment for obtaining energy from oil wells | |
NO334554B1 (no) | Undersjøisk kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm | |
US20090200035A1 (en) | All Electric Subsea Boosting System | |
EP1402154B1 (en) | Hydrate reducing and lubrication system and method for a fluid flow system | |
AU2013206260B2 (en) | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream | |
GB2481932A (en) | Subsea flowline jumper containing ESP | |
NO312919B1 (no) | Pumpesystem | |
NO20120908A1 (no) | Flerfase trykkforsterkningspumpe | |
WO2006132541A1 (en) | Subsea compression system | |
US10947831B2 (en) | Fluid driven commingling system for oil and gas applications | |
BR102013016436A2 (pt) | Método e sistema para operar um sistema de compressão submarino em um fluxo do poço | |
CN105065900A (zh) | Lng接收站轻烃回收工艺 | |
NO20130430A1 (no) | Separasjonssystem som benytter varme ved kompresjon | |
US11970924B2 (en) | Modularized subsea compressor train and method of installation | |
WO2015097531A1 (en) | A subsea fluid processing system | |
CN105065901A (zh) | 用于液化天然气接收站的轻烃回收工艺 | |
US809805A (en) | System for pumping oil-wells. | |
NO20100516A1 (no) | System og fremgangsmate for a distribuere elektrisk effekt til undersjoiske effektforbrukende innretninger. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |