NO20130964A1 - Dypvanns produksjonssystem - Google Patents

Abstract

En fremgangsmåte for oljeproduksjon i fjerntliggende dypvannsområder, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene:- produsering av hydrokarboner fra en eller flere undersjøiske brønn(er) og introduksjon av de produserte hydrokarbonene inn i en eller flere separasjons- og lagringstank(er) i et undersjøisk oljeproduksjonssystem (DPS) som hviler på sjøbunnen, - fremskaffelse av en midlertidig fluidforbindelse mellom separasjons- og lagringstanken(e) og e produksjons- og transportfartøy for transport av hydrokarboner fra tanken(e) til fartøyet og gassen og vannet fra fartøyet, - overføring av hydrokarboner fra separasjons- og lagringstanken(e) til fartøyet, - separering av strømmen av hydrokarboner i olje, gass og vann i et separasjonssystem ombord på fartøyet, - introdusering av den separerte oljen inn i lagringstank(er) ombord i fartøyet, - returnering av separert gass og vann til DPSen, - injisering av det returnerte vannet og/eller gassen inn i henholdsvis vann og gassinjeksjonsbrønn(er), - frakopling av fartøyet fra fluidkontakten dersom frakopling er nødvendig, - fortsettelse av hydrokarbonproduksjonen fra de undersjøiske brønn(ene) hvor DPSen og fartøyet er frakoblet, inntil separasjons- og lagringstanken(e) er fylt. Det blir også beskrevet et system for utførelse av fremgangsmåten.

Description

Fremgangsmåte og system for produksjon av olje

Foreliggende oppfinnelse angår en dypvanns produksjonssystem for olje i området hvor forholdene kan kreve stenging og fjerning av utstyr på overflaten som kan møtt med alvorlige isingsforhold eller ekstreme værtilstander eller en kombinasjon derav.

Bakgrunn

Store oljeressurser blir funnet i fjerntliggende områder offshore, hvor tøffe værbetingelser og også is, kan bli forventet. For å unngå eller redusere påvirkningen av is og / eller ekstreme værforhold, eller for å muliggjøre produksjon i marginale olje- og gassfelt, blir undersjøiske installasjoner benyttet for produksjon og lagring av produktet.

Selv de sterkeste menneskelagde strukturene kan bli skadet eller totalt ødelagt av den enorme kreftene fra et isfjell under drift elle isøyer under tunge værforhold. Produksjonssystemer anordnet på sjøbunnen gjør det mulig å unngå utfordringer fra hardt vær og is. Slike produksjonssystemer er velkjent, se f.eks. US 6.817.809. De undersjøiske produksjonssystemene er ofte anordnet som satellittan I egg forbundet til et "moderanlegg" slik som en plattform ved rørledning(er) og/eller kraft- og kontroll-linjer for effektiv produksjon fra marginale olje- og gassfelt, eller ved større vanndyp.

Fluidet tatt in fra en underjordisk oljebrønn er en blanding av hydrokarboner i form av naturgass, slik som metan, etan, propan og butan, og olje, CCte-gass og vann. Den eksakte sammensetningen derav varierer fra oljefelt til oljefelt, og gjennom levetiden til en oljebrønn. Olje og vann blir separert ved hjelp av gravitasjonsseparasjon i en eller flere tanker anordnet på sjøbunnen. Olje og gass kan bli separert i et undersjøisk system. Produsert olje kan bli overført til skip for transport til markedet. Naturgass kan bli overført til skip eller transportert gjennom rørledninger til markedet, eller bli re-injisert inn i reservoaret som trykkstøtte sammen med CO2som er til stede i gassen. Det separerte vannet kan bli re-injisert inn i reservoaret som trykkstøtte, og/eller bli sluppet ut i den omkringliggende sjøen.

WO2012102806 angår et undersjøisk produksjonssystem som har et arktisk produksjonstårn, hvor produksjonstårnet er en undersjøisk konstruksjon som har et landingsdekk for å motta og lande en flytende boreenhet og hvor børeenheten kan bli koblet fra og flyttet til et sikrere sted ved hardt vær eller dersom isfjell nærmer seg produksjonssystemet. Boreenheten og den undersjøiske enheten kan igjen bli forbundet og produksjonen fortsatt straks forholdene tillater dette.

Olje- og gass-separasjon, eller avgassing, blir utført blant annet for å tillate transport av den produserte oljen ved omkring atmosfærisk trykk. Selv om det meste av metanen blir spontant separert fra oljen ved høyt trykk, blir olje-/gass-separasjon mest effektivt utført ved lavt trykk, slik som atmosfærisk trykk, for å sikre en effektiv separasjon selv også fraksjoner med høyere molekylvekt, slik som etan, propan, butan, pentan. Separasjon ved lavere trykk er normalt mindre effektivt.

Løsningene beskrevet I den ovenfor identifiserte kjente teknikken tillater ikke kontinuerlig oljeproduksjon dersom været krever fråkopling av det undersjøiske produksjonssystemet.

Et mål ved foreliggende oppfinnelse er å fremskaffe en fremgangsmåte og et system som tillater hovedsakelig kontinuerlig, eller i det minste halvkontinuerlig fjernstyrt dypvanns oljeproduksjon i farvann hvor vær og/eller isforhold gjør det nødvendig å koble fra produksjonssystemene ved overflaten fra enheter basert på sjøbunnen i en kortere eller lengre periode.

Oppsummering av oppfinnelsen

Ifølge et første aspekt, angår foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for oljeproduksjon i fjerntliggende dypvannsområder, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: • Produsering av hydrokarboner fra en eller flere undersjøiske brønn(er) og introduksjon av de produserte hydrokarbonene inn i en eller flere separasjons- og lagringstank(er) i et undersjøisk oljeproduksjonssystem (DPS) som hviler på sjøbunnen, • fremskaffelse av en midlertidig fluidforbindelse mellom separasjons- og lagringstanken(e) og e produksjons- og transportfartøy for transport av hydrokarboner fra tanken(e) til fartøyet og gassen og vannet fra fartøyet, • overføring av hydrokarboner fra separasjons- og lagringstanken(e) til fartøyet, • separering av strømmen av hydrokarboner i olje, gass og vann i et separasjonssystem ombord på fartøyet, • introdusering av den separerte oljen inn i lagringstank(er) ombord I fartøyet,

returnering av separert gass og vann til DPSen,

injisering av det returnerte vannet og/eller gassen inn i henholdsvis vann-og gassinjeksjonsbrønn(er),

fråkopling av fartøyet fra fluidkontakten dersom fråkopling er nødvendig, fortsettelse av hydrokarbonproduksjonen fra de undersjøiske brønn(ene)

hvor DPSen og fartøyet er frakoblet, inntil separasjons- og lagringstanken(e) er fylt.

Foreliggende fremgangsmåte tillater hovedsakelig kontinuerlig oljeproduksjon, minst i en viss periode med fråkopling mellom det undersjøisk produksjonssystem (DPS) og produksjonsfartøyet, slik at produksjonen kan fortsette en tid selv om vær og isingsforhold ikke tillater at fartøyet er forbundet til DPSen, eller dersom fartøyet må forlate posisjonen for å transportere olje fra feltet.

Ifølge en utførelsesform blir gass separert fra oljen inni separasjons- og lagringstanker(s) trukket ut fra tanken(e) og injisert inn i

gassinjeksjonsbrønn(er). Minst en del av gassen vil separere spontant fra oljen i separasjons- og lagringstanken og danner en gassfase over oljen. Mengden gass spontant separert i separasjons- og lagringstanken på sjøbunnen avhenger av omgivelsestrykket, temperaturen, mengden av flyktige forbindelser I de produserte hydrokarbonene, og sammensetningen av de flyktige komponentene. Det meste av metanet vil spontant separere i sjøbunnstanken og blir trukket ut derfor for injeksjon.

Ifølge en utførelsesform, blir gass- og/eller vanninjeksjonen fortsatt selv når fartøyet er koblet fra. Kontinuerlig injeksjon av gass og / eller vann tillater effektiv oljeutvinning ved å holde trykket i oljefeltet ved et optimalt nivå for effektiv produksjon og for å være i stand til å optimalisere produksjonen straks et fortøy er forbundet til anlegget.

Ifølge en annen utførelsesform, omfatter fortrengningsvannpoolen ytterligere gravitasjonsrensing av fortrengningsvannet før utslipp ut i sjøen eller før vanninjeksjon av overskudds fortrengningsvann ut i sjøen.

Ifølge en utførelsesform, blir vann separert fra produsert olje ombord på fartøyet og returnert til DPSen behandlet ved gravitasjonsrensing I en vannseparasjonstank før utslipp til sjøen. Rensing av vannet ved gravitasjonsseparasjon har blitt vist å være veldig effektivt for vann / rolleblandinger. En dedikert vannseparasjonstank hjelper til å øke vannets residenstid før utslipp til sjøen og således å redusere konsentrasjonen av olje i vannet som skal slippes ut.

Ifølge en utførelsesform, blir det produserte vannet returnert til DPSen etter å ha blitt separert fra oljen i separatorsystemet ombord i fartøyet, injisert direkte inn i reservoaret. Dette blir gjort for å unngå blanding av dette vannet med sjøvann da blanding av sjøvann og produsert vann kan resultere i scaling i injeksjonsbrønnen og rørledningssystemet.

Ifølge en spesifikk utførelsesform, er fartøyet et produksjonsfartøy og fremgangsmåten omfatter ytterligere overføring av oljen fra lagringstanken(e) til tankfartøyer for eksport av oljen. Ved bruk av spesialiserte produksjonsfartøy, kan et hvilket som helst passende fartøy sertifisert for det aktuelle farvannet bli benyttet for transport av oljen bort fra oljefeltet. Overføringen av oljen fra produksjonsfartøyet til et transportfartøy kan bli utført ved hjelp av løsninger som er velkjente for fagpersonen, og som blir benyttet overalt på kloden for overføring av fluider.

Ifølge en annen spesifikk utførelsesform, er fartøyet et kombinert produksjons-og transportfartøy og hvor fartøyet blir koblet fra for eksport av oljen når lagringstanken er fylt. Ved å bruke kombinert produksjons- og transportfartøyer, blir de lokale investeringene for å sette opp produksjonsanlegget betydelig redusert i forhold til bruk av spesialiserte produksjonsfartøyer, på kostnaden av et produksjonssystem ombord på hvert transportfartøy. Denne løsningen forbedrer imidlertid fleksibiliteten i kapasiteten produksjon fra offshorefelt av forskjellig størrelse.

Ifølge et andre aspekt, fremskaffer foreliggende oppfinnelse et

system for oljeproduksjon i fjerntliggende dypvannsområder, hvor systemet omfatter en DPS, en eller flere tanker for olje og gass anordnet på sjøbunnen, en eller flere hydrokarbon produksjonsbrønn(er) forbundet til DPSen via råoljelinje(r), en eller flere injeksjonsbrønn(er) for gass og/eller vann forbundet via vann- og/eller gass-rørledninger, en kraft-, overvåknings- og kontrollkabel forbundet til DPSen og en fjerntliggende lokasjon, fleksible strømningsrisere for henholdsvis gass, olje og vann, forbundet til DPSen , utformet for å være demonterbart tilkoblingsbare til kombinerte produksjons- og transportfartøy(er), hvori systemet ytterligere omfatter et produksjonsfartøy utstyrt med et separatorsystem for separasjon av den produserte oljen i separert olje som blir fylt p tanker ombord i fartøyet, gass og vann, og hvor en vannriser og/eller en

gassriser er anordnet for returnering av vann og gass, henholdsvis, til sjøbunnen for injeksjon for trykkstøtte for øket oljegjenvinning.

Ifølge en utførelsesform, er vannriseren forbundet til en vanninjeksjonslinje på DPSen for å tillate direkte injeksjon av returvannet.

Ifølge en annen utførelsesform, omfatter systemet ytterligere ankerliner forbundet til ankere i en ende og er frakoblebart forbundet til produksjonsfartøyet.

Ifølge en utførelsesform, er strømningsriserne demonterbart tilkoblingsbare til fartøyet ved hjelp av en neddykket turret produksjonsbøye som kan være forbundet til fartøyer som kan bli forbundet til fartøyer som er utstyrt med en turret.

Ifølge en spesifikk utførelsesform, er produksjonsfartøyet et kombinert produksjons- og transportfartøy.

Ifølge en andre spesifikk utførelsesform, omfatter systemet ytterligere et lossearrangement for lossing av olje til tankfartøyer for eksport av oljen.

Felles for alle utførelsesformene er at foreliggende oppfinnelse gjør det mulig to produsere olje fra små fjerntliggende offshore olje og gassfelt, i farvann hvor isforhold og/eller ekstreme værforhold kan bli forventet.

Kort beskrivelse av figurene

Figur 1 er et flytdiagram som viser en første utførelsesform ifølge foreliggende oppfinnelse, og, Figur 2 er et flytdiagram av en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse.

Detaljert beskrivelse av foreliggende oppfinnelse

Figur 1 er et flytdiagram som illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Et Dypvanns Produksjonssystem (DPS) 10 omfatter en eller flere separasjons- / lagring tanker 12 for lagring og separasjon av olje, gass og vann, pumper, kompressorer og utstyr for kontroll og monitorering av DPSen og delene derav, er anordnet på sjøbunnsnivå, fortrinnsvis på DPSen. Separasjons- og lagring tank(ene) 12 er alltid fylt med olje, gass og/eller vann da tankene er i væskeforbindelse med det omkringliggende vannet slik at vann som er til stede i tankene blir erstattet med olje eller gass ettersom fluide hydrokarboner blir fylt i tankene, og vann erstatter fluide hydrokarboner når hydrokarboner blir fjernet fra tanken(e) 12. En vannrensetank 13 er også foretrukket anordnet som en buffer- og rensetank for å motta vann fra omgivelsene og rense eventuelt vann som blir frigitt fra DPSen til omgivelsene. DPSen kan også omfatte en eller flere gasslagringstank(er) 11 for lagring av gas som skal bli injisert inn i en gassinjeksjonsbrønn som vil bli beskrevet i større detalj nedenfor.

Den undersjøiske oljeseparasjons- og lagringtank(ene)12 mottar produserte hydrokarboner fra en eller flere undersjøiske brønn(er) 36 via oljekontrollventil 22 og en produsert oljelinje 25 når hydrokarboner blir produsert fra brønnen. De produserte hydrokarbonene i linje 26 blir fylt i tanken(e) 12 nærtoppen derav gjennom et innløp for produsert hydrokarbon 30 for å unngå uønsket introduksjon av hydrokarboner inn i det underliggende vannet. De produserte hydrokarbonene i oljeseparasjons og lagringstanken(e) blir separert i en vannfase og en oljefase. De lettere gassene vil i tillegg separeres til en gassfase, inkludert eventuell CO2, og en oljefase, hvori oljefasen vil skille vannfasen og gassfasen, da fasene blir spontant separert gravitasjonsseparasjon. Det separerte vannet vil synke i det mindre tette oljelaget inntil det møter vannet som allerede er til stede i tanken og kombineres med dette vannet. I figurene er vannfasene identifisert med W, gassfasen med G og oljefasen med O.

Gass separert fra den flytende hydrokarbonfasen i hydrokarbontanken kan bli ledet til en undersjøisk gasskompressor på DPSen og injisert inn i reservoaret eller eksportert i en gassuttakslinje 14 og en gassuttaksriser 8, som vil bli beskrevet i større detalj nedenfor.

Alternativt kan en eller flere av nevnte separasjons- / lagringstank(er) bli benyttet som gasslagringstank / ytterligere gasseparasjontank(er) 12. Tankene 11,12,13 er i fluidkontakt via en vannkommunikasjonslinje 17 og vannkommunikasjonsinnløp 18, 18'forbundet til vannkommunikasjonslinje 17 og anordnet i separasjons- og lagringstanken 12 og gasstank 11, henholdsvis. Vann som blir erstattet av innkommende gass og/eller olje vil automatisk strømme mellom tankene 11,12, 13 for å justere volumet under den overliggende gassen eller oljen. Vannrensingstanken 13 er i fluidkontakt med den omkringliggende sjøen via en sjøvannslinje 28 for å justere det totale vannvolumet i tankene 11,12,13 ifølge gass- og/eller oljevolumet deri ved frigiving av vannet uti den omkringliggende sjøen eller å ta inn vann fra den omkringliggende sjøen.

Vannkommunikasjonslinjen 17 er i tillegg forbundet til en vanninjeksjonspumpe 21 for injeksjon vann for trykkstøtte / øket oljegjenvinning. Vann blir fortrinnsvis injisert kontinuerlig under levetiden til den aktuelle oljebrønnen. Vannet pumpet ved hjelp av pumpe 21 blir pumpet gjennom en vanninjeksjonsline 27 til en eller flere vanninjeksjonsbrønn(er) 37. Hver vanninjeksjonsbrønn(e) 37 blir kontrollert av en vanninjeksjonsventil 23 for å kunne stenge fluidstrømmen inn opp fra vanninjeksjonsbrønnen hvis nødvendig.

En eller flere vannrensetank(er) 13 er fortrinnsvis anordnet til DPSen og virker både som en vannrenseenhet og et buffer for å unngå utilsiktet spill av hydrokarbon dersom en feil resulterer i overfylling av henholdsvis olje- eller gasstanken 12, 11. Et vannrensetankinnløp 19 ved vannkommunikasjonslinjen 17 er anordnet nær toppen av vannrensetank(ene) slik at vann blir introdusert i eller trukket utfra vannrensetank(ene) til vannkommunikasjonslinjen 17 nær toppen av vannrensetanken.

Sjøvannslinjen 28 er anordnet nær bunnen av vannrensetank(ene). Eventuelle hydrokarboner som er igjen i vannet introdusert i rensetank(ene) fra vannkommunikasjonslinjen vil bli oppsamlet på toppen av tanken på grunn av forskjellen i densitet mellom hydrokarbonene og vannet. Når vann er trukket ut fra vannrensetanken inn i vannkommunikasjonslinjen 17 via vannrensetankinnløpet 19, vil vannet som potensielt er rikest på hydrokarboner bli trukket ut først. I tillegg vil eventuelle tunge partikler i det innkommende sjøvannet, eller faststoff i det produserte vannet, sette seg på bunnen av rensetanken og ikke bli introdusert inn i vannkommunikasjonslinjen 17 og resten av DPSen. En fortrengningsvann prøvetakingslinje 31 er forbundet til den nedre delen a v vannrensetanken 13, for uttrekking av fortrengningsvann i tanken 13 for overvåkning av innholdet av olje eller andre kontaminanter deri. Vannet trukket ut gjennom linje 31 blir ført til fartøyet 1 via en fortrengningsvannriser 32. Fortrengningsvanns prøvetaknings DPS kontrollventil 32' og fortrengningsvann prøvetaknings toppkontrollventil 32" er anordnet ved henholdsvis DPSen og ved toppen av riseren 32 for å kontrollere strømmen deri og for å være i stand til å stoppe strømmen når nødvendig.

DPSen er periodisk forbundet til et kombinert produksjons-, lagrings- og transportfartøy 1 via fleksible strømningslinjerisere 5, 6, 7, 8, 32 for transport av fluider fra DPSen til fartøyet 1, eller fra fartøyet til DPSen. De fleksible strømningslinjeriserne 5, 6, 7, 8, 32 og fartøyet 1 er utformet for å bli hurtig forbundet eller koblet fra hverandre. Når det er forbundet til strømningsriserne 5, 6, 7, 8, 32 er fartøyet fortrinnsvis forbundet til ankerlinjer for posisjonering av fartøyet.

Et alternativ for forbindelse til DPSen til et fartøy er å forbinde den til en fast produksjonsplattform med oljelagrings- og eksportfasiliteter. Dette ville så muliggjøre kontinuerlig produksjon fra undersjøiske brønner i meget dypt vann gjennom DPSen. Dette alternativet vil være mulig i områder med relativt store variasjoner i vanndybden.

En passende anordning for hurtig og enkel forbindelse og fråkopling av de fleksible strømningsriserne og ankerlinene til / fra fartøyet 1 er en neddykket turret produksjonsbøye utformet for å bli forbundet til fartøyet via en ikke vist turret anordnet gjennom bunnen på fartøyet 1. Fagmannen vil forstå at en turret produksjonsbøye forbundet til strømningsriserne og ankerlinene er et eksempel på en for tiden foretrukket løsning for enkel, hurtig og sikker forbindelse mellom fartøyet 1 og strømningsriserne 5, 6, 7, 8, 32 og ikke-viste ankerliner, og at andre løsninger er mulige.

Strømningsriserne er for transport av henholdsvis olje, gass og vann, og for å ta ut vann fra vannrensetanken 13. Riserne er henholdsvis gassriser 5, oljeriser 6, vannriser 7, gassuttaksriser 8 og fortrengningsvann prøvetakingsriser 32. Fagpersonen vil forstå at en hvilken som hest av de illustrerte riserne kan representere mer enn en riser hvis nødvendig for å gi den tilstrekkelige kapasiteten.

Alle strømningsrisene er forbundet til DPSen. Fagmannen vil forstå at to eller flere av de fleksible riserne 5, 6, 7, 8, 32 kan bli kombinert i en felles umbilical og/eller bli kombinert med kraftlinjer, og/eller før for hydraulikk. Neddykkede turret bøyer og forbindelse til slike bøyer til turreter på fartøyer eller flytende produksjonsplattformer, for lasting / lossing av fartøyer, og/eller for prosessering av produsert olje og gass på flytende produksjonsplattformer, er velkjent for fagpersonen.

De fleksible strømningsriserne 5, 6, 7, 8, 32 er forbundet til rørledninger 15,16, 17, 14, 31 for henholdsvis gass, olje og vann i DPSen 10. Ventiler 5', 6', T, 8', 32' er anbrakt i forbindelsen mellom de fleksible strømningsriserne 5, 6, 7, 8, 32 og rørledningene 15, 16,17, 14, 32 i DPSen for å kontrollere strømmen og stenge for strømmen gjennom de fleksible rørene 5, 6, 7, 8, 32 hvis nødvendig.

Den illustrerte DPSen i figur 1 omfatter tre tanker for illustrative formål. Hver av de illustrerte tankene kan representere en eller flere tilsvarende tank(er). Som nevnt ovenfor, er tankene 11,12 og vannrensetanken 13, fluidforbundet for å tillate vann å strømme mellom tankene som oljeseparasjons- og lagringstanken(e) 12, blir fylt eller tømt under operasjonen som beskrevet ovenfor i større detalj.

Tanken(e) 12 og vannet rensetank en13, er også fluidforbundet til det omkringliggende vannet for å tillate introduksjon av vann inn i tanker 11, 12, eller uttrekking av vann når tankene 11,12 blir henholdsvis tømt eller fylt. Vannrensetank 13 er anordnet for separasjon og således fjerning av eventuell olje som fremdeles er til sted i vannet før frigiving av vannet ut i den omkringliggende sjøen ved økning av tiden for olje-/vannseparasjon. I tillegg kan vannrensetanken virke som et ekstra sikkerhetstiltak i tilfelle overfylling av oljeseparasjons- og lagringstanken 12 som resultat av introduksjon av olje eller oljerikt vann inn i vannet rensetanken 13.

Da tankene 11, 12, 13 er i fluidforbindelse med det omkringliggende vannet, er trykket på innsiden av tankene 11, 12, 13 det omkringliggende trykket ved det relevante vanndypet. Oljen og/ eller gasen i tankene 11,12 hviler på en pute av vann som er i kommunikasjon med hverandre og med det omkringliggende vannet som nevnt ovenfor, fortrinnsvis via vannrensetanken 13. Følgelig kan vann komme inn i tankene eller bli sluppet ut alt etter operasjonsmodus for systemet som vil bli nærmere beskrevet nedenfor. Tanker for produsert olje av typen som er beskrevet er vidt benyttet for offshore oljeproduksjon og fortrengningsvann sluppet ut fra slike tanker viser generelt et olje i vann innhold på 5 ppm eller lavere, mens grensene satt for utslipp av vann i de fleste områdene er 40 ppm.

DPSen mottar elektrisk kraft og blir kontrollert og overvåket ved hjelp av kanel og kontrollinje 39 forbundet til et fjerntliggende kontrollsted anordnet på land eller i et område mindre eksponert for de tøffe forholdene nevnt ovenfor, slik som is, isfjell etc, eller på grunnere vann for å tillate å produsere oljen i fravær av et fartøy 1 forbundet til riserne 5, 6, 7.

Det kombinerte produksjons- og transportfartøyet 1 er et tankfartøy utstyrt med frakoplingsbare forankringer og strømningslinjer, slik som et turret laste og produksjons tilkoblingssystem for tilkobling til bøyen. Fartøyet kan også være utstyrt med et lossearrangement slik at den kan laste olje direkte over på shuttle-tankere, for således å unngå fråkopling bare for å tømmefartøyets lagringstanker.

Et separatorsystem 40 er anordnet ombord på fartøyet for å motta produsert olje fra DPSen via riser 6, separere olje, gass og eventuelt vann tilstede i den produserte oljen. Separatorsystemet 40 opererer ved et trykk passende for effektiv separasjon av olje og høyere fraksjoner av gass da effektiviteten ved olje- og gass-separasjon er strengt avhengig av trykket. Separasjon ved et trykk nær omgivelsestrykket ved overflaten, dvs. ved omkring atmosfærisk trykk, er mye mer effektivt enn separasjon ved høyere trykk og er en forutsetning for transport av oljen i tanker som ikke er trykksatt.

Olje- og gassprosessen på produksjons- og transportfartøyet er typisk en olje og gass separasjonsprosess som kan være forenklet da det meste av metanet vil bli separert på sjøbunnen. Kun ett-trinns separasjon er vist. Antallet separasjonstrinn må bli valgt for å passe fluidsammensetningen til den aktuelle sammensetning for hvert spesifikke reservoar.

Fortrengningsvann kan bli trukket t fra vannetrensingstanken 13gjennom en fortrengningsvann prøvetakingslinje 31 og ført til fartøyet 1 via fortrengningsvannriseren 32, bli ledet inn i separatoren 40 gjennom en fortrengningsvannlinje 51 ombord på fartøyet 1. Testprøver for testing av vannkvalitet / kontaminasjon av vannet blir kontinuerlig eller intermitterende tatt ut fra fortrengningsvannlinjen 51.

Vann separert i separatoren 40 blir returnert via en vannreturlinje 47, pumpet ved hjelp av en returvannpumpe 34 og led ført gjennom riseren 8. Vannet returnert til DPSen blir fortrinnsvis injisert direkte inn i vanninjeksjonsbrønnen for å unngå blanding av det returnerte produserte vannet med sjøvann. Alternativt kan det returnerte vannet bli introdusert inn i en vannrørledning 17 eller et nettverk av vannrørledninger 17, for bundet til vannputen i tankene 11, 12 for å gi et felles vannreservoar i tankene, eller til toppen av vannrensetanken. Blanding av det returnerte vannet med sjøvann blir fortrinnsvis unngått da det kan forårsake scaling i rørledninger og tanker avhengig av reservoarets egenskaper. I situasjoner hvor intet returnert vann blir mottatt, dvs. i frakoblet modus, blir vann for injeksjon trukket ut fra det felles vannreservoaret og den omkringliggende sjø via vannrørledningen(e) 17.

Olje separert i separatoren 40 blir introdusert inn i tanker 41 om bord på fartøyet 1 via separert olje-linje 48. Gass separert i separatoren 40, og gassfasen i separasjonstank 44 blir trukket ut gjennom en gassuttakslinje 49, blir ledet gjennom gasslinjen 49 kompressoren 42 hvor gassen blir komprimert og returnert til sjøbunnen via en gassreturlinje og blir injisert direkte inn i reservoaret eller eksportert som salgsgass dersom et slikt nettverk blir gjort tilgjengelig.

Under oljeproduksjon, blir olje produsert fra en eller flere produksjonsbrønn(er) 36 kontrollert ved by en eller flere ventil(er) 22 og introdusert inn i separasjons-og lagringtank(er) 12 via en råoljelinje 26 forbundet til en eller flere DPS oljelinje(r) 16 for intern oljedistribusjon inni DPSen. Et oljeutløp 29 forbundet til råoljelinjen 26 er anordnet nær toppen av oljeseparasjons- og lagringstanken(e) 16 for uttak av oljen fra tanken(e).

Avhengig av oppholdstiden for oljen i tankene 12, kan en del av vannet i oljen, og det meste av de lettere gassene deri bli separert fra oljen. Vannet separert i tankene 12 vil blande seg med vannputen som allerede er til stede i tankene, mens eventuell gas vil danne en gasslomme ved toppen av tanken. På grunn av det høye trykket i separasjons- og lagringstanken(e) 12 er olje-/gasseparasjonen langt fra effektiv og mengden gass separert i tanken(e) er normalt begrenset til de lettere fraksjonene slik som metan.

Vann fra vannputen på bunndelen av alle tankene 11,12, og gass i gasstankene blir normalt kontinuerlig injisert inn i henholdsvis vanninjeksjonsbrønnen(e) 37, og gassinjeksjonsbrønnen(e) 35, for trykkstøtte i reservoaret for øket oljegjenvinning (EOR).

Vann fra de(n) interne vannrørledningen(e) blir pumpet ved hjelp av en pumpe 21 og transportert til vanninjeksjonsbrønnen gjennom en vanninjeksjons

rørledning 27. En ventil 23 er anordnet på toppen av vanninjeksjonsbrønnen 37 for å stenge brønnen hvis nødvendig. Vann for blir fortrinnsvis tatt fra bunnen av tankene. I en situasjon hvor tankene er fulle av gass og olje, kan injeksjonsvann bli tatt direkte fra det omkringliggende sjøvann gjennom vanninnløpet(ene) 28.

Kraft for drift av kontrollsystemene, pumpene, kompressorene, ventilene etc. blir fremskaffet fra et fjerntliggende sted som nevnt ovenfor via kabel 39. DPSen er også fjernstyrt og overvåket fra et fjerntliggende sted via kabel 39. Fagmannen vil forstå at kabel 39 kan representere en eller flere kabler, men den er illustrert med en kabel for forenkling av figurene. Fagpersonen vil også forstå at kraftforsyningen, overvåkningen og/eller kontrollen av DPSen kan bli midlertidig tatt over av fartøyet når fartøyet 1 er forbundet til riserne. Når de er frakoblet vil riserne normalt være forbundet til e bøye eller liknende slik som en nedsenket produksjonsbøye. Bøyen kan så flyte under overflaten ved en dybde som er tilstrekkelig for å unngå kontakt med is eller isfjell ved overflaten når fartøyet er koblet fra enten på grunn av at tankkapasiteten på fartøyet er fylt eller på grunn av vær- eller isforhold.

Et sett av ventiler 5", 6", 7", 8", 32" ved toppen av riserne er lukket når bøyen ikke er forbundet til et fartøy ved overflaten for å unngå søl. Ventiler 5', 6', 7', 8', 32' er fortrinnsvis lukket når fartøyet er frakoplet som et sikkerhetstiltak i tilfelle skade på riserne eller ventilene 5", 6", 7", 8", 32.

Straks produksjon fra oljeproduksjonsbrønnen blir startet, blir olje fylt inn i separasjons- og lagringstanken(e) 12og erstatte vann. Vann blir konstant injisert gjennom vanninjeksjonsbrønnen 23. Som nevnt ovenfor blir injeksjonsvann tatt ut fra tankene. Alt eller betydelige deler av vannet som blir fortrengt av oljen blir injisert inn i formasjonen gjennom vanninjeksjonsbrønnen(e). Ytterligere vann vil naturlig strømme gjennom sjøvannslinjen dersom mer vann må bli injisert. Som nevnt ovenfor, er oljekonsentrasjonen i fortrengningsvannet som kan bli frigitt fra DPSen langt lavere enn det nåværende bestemmelser tillater. Videre, da alt eller det meste av fortrengningsvannet blir benyttet for injeksjon, er volumet av vannet som blir sluppet ut fra DPSen under drift lavt eller nærmest ikkeeksisterende.

Etter en viss periode med "offline" produksjon, eller produksjon uten at noe forbundet fartøy 1, blir separasjons- og lagringstankene 12 fylt med olje. Dersom vær- og isforholdene tillater, og et kombinert produksjons- og transportfartøy 1 er tilgjengelig, kan bøyen 2 bli plukket opp og forbundet til fartøyet 1 som beskrevet ovenfor. Hvis ikke må produksjonen bli stoppet inntil et kombinert produksjons- og transportfartøy er tilgjengelig og/eller betingelsene tillater fartøyet å koble seg til. Fagpersonen vil forstå at produksjonen kan bli fortsatt hovedsakelig kontinuerlig dersom fartøyet er tilgjengelig og forbundet til riserne før tankene 12 er fulle.

Straks fartøyet 1 er forbundet til riserne og de interne forbindelsene er gjort ombord på fartøyet 1, kan ventilene 5', 6', 7', 5", 6", 7" bli åpnet, og separasjon som beskrevet ovenfor, kan start. Oljen blir så trukket ut fra separasjons- og lagringstankene 12, drevet av tetthetsforskjellen mellom produktet og sjøvann, separert i separatoren 40 ombord på fartøyet, og gass og vann blir returnert til DPSen for injeksjon eller videre behandling. Dersom gassproduksjonen og separasjonen har vært stor, må gassen bli produsert fra cellen først til den neddykkede oljeuttakslinjen i olje for at den skal virke. Det separerte vannet returnert gjennom vannriseren 7 blir foretrukket ført direkte til vanninjeksjonsbrønnen 37 for injeksjon. Ved injeksjon av separert vann i riser 7 direkte, kan det separerte vannet ha et relativt høyt oljeinnhold og kan således ikke bli inkludert i den felles vannrensetanken, noe som igjen sikrer et lavt oljeinnhold i eventuelt vann som blir sluppet ut fra sjøvannslinje 28.

Produksjon og separasjon blir så fortsatt inntil oljetanker 41 ombord på fartøyet er fulle, eller inntil is- og/eller værforholdene tvinger fartøyet til å koble seg fra riserne.

Dersom vær- og isforholdene tillater, blir DPSen tillatt å produsere olje kontinuerlig, noe som betyr at oljetankene 41 ombord på det kombinerte produksjons- og transportfartøyet 1 er fylt med olje på samme tid som DPSen's separasjons- og lagringstanker 12 er hovedsakelig tomme, og DPSen's gasstank 11 er hovedsakelig fylt. Produksjon kan så bli fortsatt ved fylling av oljetankene med olje fra oljeproduksjonsbrønnen, og uttrekking av gass for gassinjeksjon som beskrevet ovenfor, inntil det neste kombinerte produksjons-og transportfartøyet 1 ankommer og klart til å starte separasjon. For å tillate slik maksimum produksjon og transport, må antallet og størrelsen på det kombinerte produksjons- og transportfartøyet 1 som betjener oljefeltet må bli justert ifølge produksjonsraten til oljebrønnen og avstanden til havnen som skal motta oljen.

Figur 2 illustrerer en alternativ utførelsesform av foreliggende oppfinnelse, og omfatteren eller flere separasjons- og lagringtank(er) 12, og en eller flere vannrensetank(er) 13, men ingen separat gass-separasjonstank(er) som illustrert i figur 1. Hovedforskjellen fra utførelsesformen ifølge figur 1, er at det ikke er noen separat gasslagringstank og at gass og olje blir separert og lagret i den (de) samme tanken (e) 12. Gassen separert i separasjons- og lagringstanken(e) 12 blir trukket ut fra tanken 12 gjennom et gassutløp 15, komprimert i kompressor 20 og injisert i gassinjeksjonsbrønnen 35 direkte, og ikke via fartøyet 1. Følgelig er gassuttakslinjen 14 og gassriseren 8, utelatt. Dette reduserer gassvolumet som skal håndteres av produksjonssystemet ombord på fartøyet, noe som også reduserer mengden av gass som skal komprimeres og returneres til sjøbunnen gjennom riser 5.

Vann for injeksjon inn i vanninjeksjonsbrønnen blir trukket ut fra vannrenselinjen gjennom vannutløp 18" og injeksjonsvannlinje 17". Tankene 12,13 i fluidkontakt via vannutløp 18, vannlinje 17, og vanninnløp 19 som for utførelsesform ifølge figur 1.

Fagpersonen vil forstå at trekk som ikke er spesifikt nevnt med hensyn til utførelsesformen ifølge figur 2 tilsvarer til trekk i utførelsesformen ifølge 1, og at kun forskjeller mellom utførelsesformene er beskrevet for å unngå å repetere det som allerede er beskrevet ovenfor. Fagpersonen vil også forstå at en kraft-og kontrollinje 39 fortrinnsvis er forbundet til DPSen illustrert i figur 2, som for utførelsesform ifølge figur 1 selv om det ikke er illustrert.

En stor fordel ved foreliggende oppfinnelse er at produksjon fra oljeproduksjonsbrønnen(e) kan fortsette så lenge det er kapasitet i oljetanken 12 for mer olje. Følgelig kan olje bli produsert kontinuerlig selv når is- og/eller værforholdene ikke tillater det kombinerte produksjons- og transportfartøyet 1 å være kontinuerlig forbundet til DPSen via bøyen 2. Forutsatt at kapasiteten til rørledningene og separasjonsutstyret ombord på fartøyet er tilstrekkelig, kan en kontinuerlig produksjon bli opprettholdt selv om forholdene kun tillater at det kombinerte produksjons- og transportfartøyet 1 er forbundet i relativt korte perioder. Foreliggende løsninger tillater således kontinuerlig eller hovedsakelig kontinuerlig oljeproduksjon selv i farvann med ekstremt tøffe vær- og isforhold hvor forholdene kan endres ekstremt fort.

En annen fordel ved systemet ifølge foreliggende oppfinnelse er at unngåelse av overføring av produktet til en shuttle-tanker reduserer risikoen for oljespill ut i sjøen, noe som er en hovedutfordring i fjerntliggende områder. Systemet vil være mest produktivt dersom miljøforholdene er slik at fråkopling ikke skjer for hyppig og et separat oljetransportfartøy blir benyttet for oljetransport. DPSen blir da brukt for å opprettholde regulær produksjon uavhengig av forstyrrelser på overflaten.

Et alternativ til gassinjeksjon er gasstransport i en undersjøisk rørledning til et annet gasseksportanlegg. Dette kan være et realistisk alternativ mot hale-enden av produksjonen når det meste av oljen er produsert og trykkstøtte ikke lenger er nødvendig.

Forbindelsen mellom fartøyet og rørledningene, dvs. kombinasjonen av turreten anordnet i fartøyet og bøyen, er utformet for å bli enkelt og hurtig forbundet og frakoblet uten å resultere i spill av olje. Andre løsninger enn turret- og bøyeløsninger som tillater hurtig og enkel sammenknytning og fråkopling av riserne og samtidig tillate rotasjon av fartøyet uten vridning av ankerliner, rørledninger og/eller umbilical(s) vil også være nyttige.

Oljen produsert noen reservoarer er kontaminert av salt og må bli avsaltet for salg til det vanlige markedet. DPSen er anordnet til å muliggjøre avsalting ved å sprøyte sjøvann over oljen i lagringtankene. Vannet vil synke gjennom oljen og vaske ut noen av saltene.

Olje- og vannseparasjon blir ofte forsterket ved en elektrostatisk coalescor. Slikt utstyr kan bli introdusert i systemet for å øke dråpestørrelsen og således øke separasjonen hvis nødvendig.

Claims (16)

1. En fremgangsmåte for oljeproduksjon i fjerntliggende dypvannsområder, hvor fremgangsmåten omfatter trinnene: • Produsering av hydrokarboner fra en eller flere undersjøiske brønn(er) og introduksjon av de produserte hydrokarbonene inn i en eller flere separasjons- og lagringstank(er) i et undersjøisk oljeproduksjonssystem (DPS) som hviler på sjøbunnen, • fremskaffelse av en midlertidig fluidforbindelse mellom separasjons- og lagringstanken(e) og e produksjons- og transportfartøy for transport av hydrokarboner fra tanken(e) til fartøyet og gassen og vannet fra fartøyet, • overføring av hydrokarboner fra separasjons- og lagringstanken(e) til fartøyet, • separering av strømmen av hydrokarboner i olje, gass og vann i et separasjonssystem ombord på fartøyet, • introdusering av den separerte oljen inn i lagringstank(er) ombord I fartøyet, returnering av separert gass og vann til DPSen, injisering av det returnerte vannet og/eller gassen inn i henholdsvis vann- og gassinjeksjonsbrønn(er), fråkopling av fartøyet fra fluidkontakten dersom fråkopling er nødvendig, fortsettelse av hydrokarbonproduksjonen fra de undersjøiske brønn(ene) hvor DPSen og fartøyet er frakoblet, inntil separasjons- og lagringstanken(e) er fylt.

2. Fremgangsmåten ifølge krav 1, hvori gassen separert fra oljen inni separasjons-og lagringstanken(e) blir trukket ut fra tanken(e) og injisert inni gassinjeksjonsbrønner.

3. Fremgangsmåten ifølge krav 1 eller 2, hvori minst en del av gassen returnert fra fartøyet til DPSen blir midlertidig lagret i separasjons- og lagring tanken på toppen av oljen, eller i en separat gasstank i DPSen før den bli reinjisert inn i gasinnjeksjonsbrønn(en).

4. Fremgangsmåten ytterligere vann blir tatt fra en felles fortrengningsvannpool som ligger under oljen og blir injisert gjennom vanninjeksjonsbrønnen.

5. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori gass-og/eller vanninjeksjon blir fortsatt selv når fartøyet er frakoplet.

6. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori fortrengningsvannpoolen ytterligere omfatter gravitasjonsrensing av fortrengningsvannet før utslipp i sjøen eller før vanninjeksjons av overskudds fortrengningsvann.

7. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori minst en del av vannet separert fra den produserte oljen ombord på fartøyet og returnert to DPSen og blir behandlet ved gravitasjonsrensing i en vannseparasjonstank før utslipp til sjøen.

8. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori minst en del av vannet returnert til DPSen etter å ha bli separert fra oljen i separasjonssystemet ombord på fartøyet, blir injisert direkte inn i reservoaret.

9. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, hvori produksjonsfartøyet og fremgangsmåten ytterligere omfatter overføring av oljen fra lagring tanken(e) til tankfartøyer for eksport av oljen.

10. Fremgangsmåten ifølge et hvilket som helst av kravene 1-8, hvori fartøyet is et kombinert produksjons- og transportfartøy og hvor fartøyet blirfrakople for eksport av poljen når lagringstanken er fylt.

11. Et system for oljeproduksjon i fjerntliggende dypvannsområder, hvor systemet omfatter en DPS (10), en eller flere lagrings- og separasjonstanker (11, 12) for olje og gas anordnet på sjøbunnen (9), en eller flere hydrokarbon produksjonsbrønn(er) (36) forbundet til DPSen (10) via råoljelinje(r) (26), en eller flere injeksjons brønn(e) (35, 37) for gas og/eller vann forbundet via vann og/eller gas rørledninger (25, 27, 27'), en kraft-, overvåknings- og kontrollkabel (39) forbundet til DPSen og ent fjerntliggende lokasjon, fleksible strømningsrisere (5, 6, 7, 8, 32) for henholdsvis gass, olje og vann, forbundet til DPSen (10), utformet for å være demonterbart fastgjort til kombinerte produksjons- og transportfartøy(er) (1), hvori systemet ytterligere omfatter et produksjonsfartøy (1) utstyrt med et separator system (40) for separasjon av den produserte oljen i separert olje for fylling på tanker ombord på fartøyet, gas, og vann, og hvor en vann riser (7) og/eller a gas riser (5), er anordnet for retur av henholdsvis vannet og gassen til sjøbunnen for injeksjons for trykkstøtte for øket oljegjenvinning.

12. Systemet ifølge krav 11, hvori vannriseren (7) er forbundet til en vanninjeksjonslinje (27') på DPSen for å tillate direkte injeksjon av returvannet.

13. Systemet ifølge krav 11 eller 12, ytterligere omfattende ankerliner forbundet til ankere i en ende og demonterbart tilkoblingsbare til produksjonsfartøyet (1).

14. Et system ifølge et hvilket som helst av kravene 10 til 12, hvori strømningsriserne er demonterbart tilkoblingsbare til fartøyet (1) ved hjelp av en neddykket turret produksjonsbøye (2) som kan bli forbundet til fartøyer som er utstyrt med en turret (3).

15. Systemet ifølge et hvilket som helst av kravene 11 til 14, hvori produksjonsfartøyet (1) er et kombinert produksjons- og transportfartøy.

16. Systemet ifølge et hvilket som helst av kravene 11 til 14, hvori systemet ytterligere omfatter et lossearrangement for lossing av olje til tankfartøyer for eksport av oljen.