NO20141339A1 - System for å redusere støtvis strømning i undersjøiske rørledninger og stigerør - Google Patents
System for å redusere støtvis strømning i undersjøiske rørledninger og stigerør Download PDFInfo
- Publication number
- NO20141339A1 NO20141339A1 NO20141339A NO20141339A NO20141339A1 NO 20141339 A1 NO20141339 A1 NO 20141339A1 NO 20141339 A NO20141339 A NO 20141339A NO 20141339 A NO20141339 A NO 20141339A NO 20141339 A1 NO20141339 A1 NO 20141339A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- separator
- pipeline
- upstream
- sep
- flow
- Prior art date
Links
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000009491 slugging Methods 0.000 description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 10
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
- B01D19/0052—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused
- B01D19/0057—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused the centrifugal movement being caused by a vortex, e.g. using a cyclone, or by a tangential inlet
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
- E21B21/063—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by separating components
- E21B21/067—Separating gases from drilling fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Cyclones (AREA)
Abstract
Et system for reduksjon av støtvis strømning i undersjøiske rørledninger omfatter et stigerør (11) som ligger mellom et nedre nivå, og en øvre (over sjø) nivå av en rørledning, idet en inline-separator (14), f.eks. en "I-SEP", er lokalisert oppstrøms for en førstetrinns separator (12). Fortrinnsvis er en strupeventil (15) eller fast restriksjon anordnet nedstrøms eller oppstrøms i serie med inline-separatoren (14). Ytterligere utførelsesformer kan også omfatte en overflate-strålepumpe (21) oppstrøms for inline separator (14) og/ eller en syklonseparator (17) nedstrøms for inline separatoren (14).
Description
System for reduksjon av støtvis strømning i undersjøiske rørledninger og stigerør
Den foreliggende oppfinnelse angår forbedrede arrangementer for reduksjon av støtvis strømning («slugging») i undersjøiske rørledninger, så som stigerør, som anvendt i olje- og gassindustrien, og spesielt i henhold til oppfinnelsen ved å benytte en in line separator apparat i slike arrangementer.
Bakgrunn for oppfinnelsen
ln-line separatoranordninger er kjent innen faget. For eksempel, WO2008/ 020155 og WO2009/ 047484 beskriver begge forbedrede in-line separator ordninger; også kjent som syklonseparatorer og/ eller enakseparatorer. Figur 1 illustrerer en in-line separator ifølge WO2008/ 020155, som er referert til kommersielt som en "l-SEP". Videre er utførelsesformer som er beskrevet av WO2009/ 047484 kommersielt kjent som "H l-SEP", illustrert ved hjelp av figur 2.
Likeledes er strålepumper (a.k.a. overflate strålepumper, SJPer, eduktorer eller ejektorer) kjent. For eksempel angår EP0717818 en overflate strålepumpe hvor strømningen fra en høytrykks oljebrønn benyttes for å redusere baktrykk på lavtrykksbrønner. Ifølge dette dokumentet er kilden til den drivende strømning en høytrykksbrønn og lavtrykksbrønnen er ikke gassløftet. Denne strålepumpen omfatter også en in-line separator, som illustrert i figur 3.
Det har blitt anerkjent av oppfinnerne at:
En l-SEP har vist seg å absorbere slugg-energi og dempe fluidstrømmen nedstrøms
Ved å gjøre bruk av l-SEP teknologi er det mulig å redusere støtvis strømning i rørledninger og alvorlig slugging i rørlednings-/ stigerørsystemer.
En l-SEP har også blitt funnet å påvirke strømningsregimer oppstrøms i rør og stigerør
Ved å gjøre bruk av l-SEP teknologi er det mulig å redusere støtvis strømning ved en høyere produksjonsrate, det vil si at det kreves mindre baktrykk for å redusere støtvis strømning. • Det er også mulig å redusere støtvis strømning mens det produseres en fullstendig gass-væskeseparasjon, og derved fjerning av flaskehalser i førstetrinns hovedseparator ved bruk av denne teknologien • Dette systemet er anvendbart for enhver type/ situasjon av støtvis strømning (slugging).
Kortfattet om oppfinnelsen
Foreliggende oppfinnelse søker å finne et system som reduserer et alvorlig regime av støtvis strømning på en passiv måte, uten behov for aktiv styring ved samtidig å innføre et mindre baktrykk ved basen av stigerøret (som resulterer i endring av strømningsregimet i stigerøret ogøkning av området med stabil strømning) hvilket vil resultere i en høyere produksjon for operatøren.
I et bredt aspekt av oppfinnelsen er det tilveiebragt et rørledningssystem som omfatter et stigerør som ligger mellom et nedre nivå og et øvre nivå av en rørledning, i hvilken en inline separator er lokalisert ved det øvre nivået av rørledningen oppstrøms for en førstetrinns separator. Fortrinnsvis er en første reguleringsventil er plassert nær inline-separatoren, enten oppstrøms eller nedstrøms av denne. Fortrinnsvis, i én utførelsesform, er en gassledning fra l-SEPen innrettet til å gå utenom strupeventilen.
Kort beskrivelse av figurene
Figur 1 viser et snittriss av en tidligere kjent in-line separator; Figur 2 viser et snitt-ortografisk riss av en annen tidligere kjent in-line separator; Figur 3 illustrerer en tidligere kjent overflatestrålepumpe; Figur 4 viser et generelt rørlednings-/ stigerørsystem kjent innen faget;
Figur 5 viser fire sykliske trinn av alvorlig slugging, kjent innen faget.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Oppfinnelsen har blitt utviklet for spesifikt å redusere effekten av slugging i et rørlednings-/ stigerør rørledningssystem for offshore olje- og gass bruk. Figur 4 viser et generelt rørlednings-/ stigerørsystem hvor strømningen fra brønnhodet strømmer langs havbunnen og går inn i en typisk stigerørkonfigurasjon 11 som forbinder rørledning på havbunnen til toppside prosesserings-/ separasjonsutstyr, f.eks. en førstetrinns separator 12. Systemene som er beskrevet her, kan brukes til alvorlig slugging eller enhver terrengindusert slugging som kan bli generert av profilen til en rørledning. Et typisk alvorlig regime av støtvis strømning har blitt brukt som et eksempel for å beskrive en løsning, men oppfinnelsen er like så effektive for ethvert regime av støtvis strømning.
Ett av de store problemer i forbindelse med den type system som er illustrert i figur 4, er et strømningsregime beskrevet som alvorlig slugging (nevnt ovenfor). Alvorlig slugging opptrer generelt i fire sykliske trinn, som det kan ses i figur 5. Alvorlig slugging er forekomst av en væskeplugg som er i det minste en stigerørshøyde i lengde, og kan være flere hundre meter lange. Det er også kjent som terrengindusert slugging fordi det vanligvis oppstår på grunn av lave punkter i en rørledning.
De mest vanlige fire faser som er vist i Figur 5 representerer den sykliske natur av alvorlig slugging, nemlig: Trinn 1: Tilbakefall av væske - Fra slutten av forrige syklus det er litt væske som faller tilbake ned til det nedre punkt av stigerøret. Sammen med konstant innstrømning av ny væske fører dette til en blokkering ved foten av stigerøret og start av den neste syklus.
Trinn 2: Pluggdannelse - væsken fortsetter å bygge opp i stigerøret som en flytende plugg. Trykket bygger seg opp bak denne væskeplugg ettersom gassen fortsetter å strømme inn i rørledningen.
Trinn 3: Pluggproduksjon - når væsken når toppen av stigerøret, kan ikke det hydrostatiske trykk lenger øke og dermed overvinner ga sst rykket væsketrykket og en væskeplugg begynner å bli produsert.
Trinn 4: Utblåsning - Når halen av pluggen når bunnen av stigerøret, bryter gassen gjennom og inn i stigerøret og ekspanderer og bevirker en kraftig akselerasjon av væskepluggen hvoretter noe væske faller tilbake ned stigerøret og blokkerer stigerørbasen og derved starter neste syklus (trinn 1).
De viktigste problemene knyttet til produksjon i det alvorlige regime av støtvis strømning oppstår på grunn av overflom av separasjonssystemene i løpet av pluggproduksjonsfase av syklusen, noe som resulterer i dårlig separasjon og overtrykk under trinnet av pluggutblåsningstrinnet, som kan føre til at plattformen stenger helt. For eksempel går eksportkompressorer inn i trykksvingningsmodus på grunn av stor variasjon i gasstrømningsrater, påførende stress på akselen/ lager og driftsreguleringsproblemer. Noen ganger fører dette til uønsket fakling av gass. Videre fører sykliske trykksvingninger til vibrasjoner i prosessens rørsystem og mekanisk utmatting av stigerøret, noe som fører til mulig tidligere svikt. Følgelig er det viktig at dette strømningsregimet kan bli regulert eller redusert
Alvorlig slugging kan håndteres ved å gjøre bruk av sluggfanger på toppsideanlegg, men disse er som regel store fartøyer som er utformet for å holde hele væskepluggen, og dermed dempe eventuelle problemer med overflom av separasjonslinjen. Pluggfangere er vanligvis meget store og tunge siden de må dimensjoneres for å tåle de høye trykk som opptrer ved utblåsning. Siden fotavtrykk og vekt er meget viktige parametere for en offshoreplattform, er det generelt ikke tilstrekkelig plass eller kapasitet til å bære vekten forbundet med behovet for pluggfangere. Følgelig kreves det et mer kompakt system.
Figur 6 viser et system som er anerkjent som en enkel løsning på feltet, nemlig en regulerings-/ strupeventil 13 plassert på toppen av stigerøret 11 som, ved å strupe regulerings-/ strupeventilen aktivt påfører et baktrykk på stigerøret som bremser ned innkommende strømning og følgelig begrenser produksjonshastigheten. I løpet av utblåsningstrinnet av en alvorlig syklus av slugging, virker det høyere mottrykk til å bremse væskepluggen og tvinger den til å blande seg med gassen i stigerøret og til slutt å stabilisere strømningen. Denne metoden tvinger operatøren til å akseptere en reduksjon i produksjonen for å oppnå stabil strømning og kan føre til at noen brønner blir forlatt. I noen tilfeller blir strømningen skåret («sheared») på vei til nedstrøms prosesser, noe som gjør separasjon av fasene vanskelige.
Hvis et system kan bli funnet som begrenser regimer av alvorlig slugging og som samtidig påfører et mindre mottrykk på bunnen av stigerøret (som resulterer i endring av strømningsregimet i stigerøret, ogøkning av det stabile strømningsområdet), vil dette for operatøren resultere i en høyere produksjon på en stabil måte med et minimum av driftsforstyrrelser.
Reduksjon av støtvis strømning er mulig ved hjelp av en l-SEP alene, men fra eksperimentell testing er det blitt klart at ved å gjøre bruk av en l-SEP og reguleringsventil ved toppen av stigerøret, kan systemet fungere på en forbedret måte til bruk av strupeventil. Et slikt system er illustrert i figur 7, hvor en l-SEP er plassert nedstrøms i forhold til stigerøret 11 (over havnivået) og oppstrøms av en strupeventil 15. Imidlertid, som vist, er gass som separeres ved l-SEP i stand til å omgå strupeventilen i en bypassledning 16 før den blir forent med hoved rørledningen til forbindelse med førstetrinns separator 12.
Ventilen 15 kan bli substituert med en fast restriksjon for å legge til et mindre trykkfall, så som et mindre utløp av l-SEP eller en innebygd plate med åpning. Dette vil tillate delvis separert gass å bli gjeninnført og blandet før inngang i hovedseparatoren. Blandepunktet kan være en «commingler»
(ikke vist).
Testing har vist at ved å gjøre bruk av dette systemet er det mulig å redusere regime av alvorlig støtvis strømning med et lavere mottrykk sammenlignet med bare en regulerings-/ strupeventil 13. Tidlige testresultater og datamaskinsimuleringer har vist at en 10-20 % besparelse i trykktap kan observeres ved å gjøre bruk av en l-SEP i stedet for reguleringsventilen. Dette vil resultere i en høyere produksjonsrate ved å gjøre bruk av en l-SEP i stedet for en kontrollventil alene.
En ytterligere fordel ved å gjøre bruk av en l-SEP anordning er dens evne til å skille gass og væske som kan være fordelaktig for rørlednings stigerørssystemer hvor den førstetrinns separator trenger å bli avflaskehalset. Figur 8 viser et eksempel på hvordan en l-SEP/ HI-SEP 14/17 kombinasjon kan brukes til å redusere alvorlig støtvis strømning og utføre en pre-separasjon på fluider før inntreden i hoved separasjonslinje. HI-SEP komponenten 17 (som beskrevet i WO2009/ 047484) er lokalisert nedstrøms av l-SEP, i hvilken tett fluid separert blir ført i rør via en reguleringsventil til førstetrinns separator 12. Gass separert i Hi-SEPen kan føres i rør via en reguleringsventil 18 til en kompressor. Figur 9 viser en tilsvarende utforming som i figur 8 som kan brukes til å dempe alvorlig støtvis strømning og utføre en gass-væske separasjon. Denne utførelsesform omfatter en rørledning 19 som forbikobler l-SEP/ HI-SEP componentsl4/ 17, direkte til det førstetrinns 12 som reguleres av en reguleringsventil 20, slik at pre-separasjonstrinnet blir forbikoblet. l-SEP/ HI-SEP anordningen kan ta en del av strømningen for å avflaskehalse hovedseparatoren samt å tilveiebringe reduksjon av slugging. Figur 10 viser et eksempel på å gjøre bruk av l-SEP 14 for reduksjon av slugging og en strålepumpe (SJP) 21, lokaliser ved toppen av stigerøret 11, oppstrøms for l-SEP 14, som kan bli benyttet til å reinjisere den separerte gasstrømmen 16 fra l-SEP 14 og reinjisere denne tilbake inn i hoved stigerøret, gjør dette det også mulig å blande strømmen og derved endre strømningsregimet. Utløpsventilene kan reguleres av et slugg-deteksjonssystem og derved tillate avledning av strømning basert på innkommende sluggtype-stil (hvorav en del er beskrevet i vår patentsøknad WO2014006371). Som vist er en bypassledning installert for å forbikoble l-SEPen. Reguleringsventiler er tilveiebrakt i bypassledningen og oppstrøms/ nedstrøms av l-SEPen.
Det er verdt å merke seg at for en applikasjon av redusert støtvis strømning i henhold til foreliggende oppfinnelse, krever ikke en l-SEP reguleringsventiler siden en aktiv kontroll ikke er nødvendig, mens behovet for aktiv kontroll er nødvendig ved en del kjent metoder av teknikk relatert til reduksjon av støtvis strømning (slugging). Videre krever ikke l-SEPen en produksjonsseparator umiddelbart nedstrøms for å fungere.
Claims (8)
1. System for reduksjon av støtvis strømning i undersjøiske rørledninger inkludert stigerør som ligger mellom et nedre nivå og et øvre nivå av en rørledning;karakterisert vedat en inline separatoren er anordnet ved det øvre nivået av rørledningen oppstrøms for en førstetrinns separator.
2. System ifølge krav 1 omfattende en første strupeventil eller fast restriksjon plassert nedstrøms eller oppstrøms i serie med inline separatoren.
3. System ifølge krav 2, idet en gassledning fra inline separatoren er innrettet til å gå utenom strupeventilen eller den faste restriksjon.
4. System ifølge krav 2, omfattende en supplerende syklonseparator i kombinasjon med inline-separatoren, oppstrøms for den første strupeventil eller faste restriksjon, og hvor en gassutløpsledning fra den supplerende syklonseparatoren føres til en kompressor.
5. System ifølge krav 1 eller 2, omfattende en strålepumpe lokalisert ved det øvre nivå av rørledningen, konfigurert for å benytte høytrykksfluid som kommer fra inline separatoren.
6. System ifølge krav 4, omfattende en ventilstyrt omløpsrørledning som tilkobles til et sted oppstrøms for inline separatoren og nedstrøms for den første strupeventil eller fast restriksjon.
7. System ifølge krav 6, omfattende en andre reguleringsventil lokalisert mellom omløpsrørledningen og inline separatoren.
8. System ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, idet en blander er lokalisert oppstrøms for den førstetrinns separator.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB1320205.6A GB201320205D0 (en) | 2013-11-15 | 2013-11-15 | Slug mitigation system for subsea pipelines |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20141339A1 true NO20141339A1 (no) | 2015-05-18 |
Family
ID=49883679
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20141339A NO20141339A1 (no) | 2013-11-15 | 2014-11-11 | System for å redusere støtvis strømning i undersjøiske rørledninger og stigerør |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9347284B2 (no) |
GB (3) | GB201320205D0 (no) |
NO (1) | NO20141339A1 (no) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US11486243B2 (en) * | 2016-08-04 | 2022-11-01 | Baker Hughes Esp, Inc. | ESP gas slug avoidance system |
CN109505585B (zh) * | 2018-11-15 | 2022-04-26 | 西安建筑科技大学 | 段塞流引起的海洋立管耦合振动响应模拟装置及方法 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3500943A (en) * | 1968-06-20 | 1970-03-17 | Shell Oil Co | Pressurized well drilling system |
GB9205475D0 (en) * | 1992-03-13 | 1992-04-29 | Merpro Tortek Ltd | Well uplift system |
US5570744A (en) * | 1994-11-28 | 1996-11-05 | Atlantic Richfield Company | Separator systems for well production fluids |
US6197095B1 (en) * | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
NO20010589A (no) * | 2001-02-05 | 2002-08-05 | Navion Asa | Fremgangsmåte og sjøbasert anlegg for behandling og håndtering av hydrokarboner |
NO320427B1 (no) * | 2002-12-23 | 2005-12-05 | Norsk Hydro As | Et system og fremgangsmate for a forutsi og handtere vaeske- eller gassplugger i et rorledningssystem |
GB0905375D0 (en) * | 2009-03-28 | 2009-05-13 | Univ Cranfield | Method, controller and system for controlling the slug flow of a multiphase fluid |
GB2478231B (en) * | 2009-03-28 | 2011-12-21 | Univ Cranfield | Method, controller and system for controlling the slug flow of a multiphase fluid |
US8801938B2 (en) * | 2010-07-03 | 2014-08-12 | Dana R. Allen | Method and device for underwater recovery of products or pollutants |
-
2013
- 2013-11-15 GB GBGB1320205.6A patent/GB201320205D0/en not_active Ceased
-
2014
- 2014-11-10 GB GB1419947.5A patent/GB2522958B/en active Active
- 2014-11-10 GB GB1511844.1A patent/GB2525779B/en active Active
- 2014-11-11 NO NO20141339A patent/NO20141339A1/no not_active Application Discontinuation
- 2014-11-13 US US14/540,817 patent/US9347284B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB201419947D0 (en) | 2014-12-24 |
GB201320205D0 (en) | 2014-01-01 |
GB2522958B (en) | 2016-03-30 |
GB2525779B (en) | 2016-03-30 |
GB2525779A (en) | 2015-11-04 |
US9347284B2 (en) | 2016-05-24 |
GB201511844D0 (en) | 2015-08-19 |
US20150136411A1 (en) | 2015-05-21 |
GB2522958A (en) | 2015-08-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2673054C2 (ru) | Устройство для сепарации газа и жидкости, а также соответствующий способ | |
US9764252B2 (en) | System and method to treat a multiphase stream | |
NO315028B1 (no) | Fremgangsmate og et system for separering av en blanding | |
US20160341024A1 (en) | Systems and methods for subsea fluid phase separation | |
AU2013330449B2 (en) | Multiphase separation system | |
RU2664514C1 (ru) | Способ и система экстракции и переработки эмульсии из сепаратора нефть/вода | |
NO340513B1 (no) | Fremgangsmåte og innretning for komprimering av et flerfasefluid | |
DK179810B1 (en) | MULTIPHASE SEPARATION SYSTEM | |
NO20150024A1 (no) | A system to boost the pressure of multiphase well fluids to handle slugs | |
MX2020003018A (es) | Desgasificación y análisis del fluido de perforación. | |
EA201990340A1 (ru) | Отделение твердых частиц при получении нефти и/или газа | |
US9371724B2 (en) | Multiphase separation system | |
NO20141339A1 (no) | System for å redusere støtvis strømning i undersjøiske rørledninger og stigerør | |
NO331433B1 (no) | Undersjoisk produksjonssystem | |
GB2521294B (en) | Apparatus and system for passively sampling production fluid from a well | |
RU2562290C2 (ru) | Подводная установка для разделения полученной из подводной скважины смеси (варианты) и способ разделения полученной из подводной скважины смеси в подводной установке | |
CA2993997C (en) | Speed loop for take-off and return by single pipeline probe | |
DK177716B1 (da) | System og fremgangsmåde til separering af væske og gas, der strømmer gennem en multifaserørledning | |
RU2481470C1 (ru) | Внутрискважинный сепаратор для разделения водогазонефтяной смеси | |
NO20120521A1 (no) | Undervanns separasjonssystemer | |
CN1288383C (zh) | 一种分离器及利用其消除严重段塞流的自气举方法 | |
NO337623B1 (no) | Separasjonssystem som benytter varme ved kompresjon | |
RU149818U1 (ru) | Устьевая арматура для одновременно раздельной добычи и закачки | |
RU2578076C2 (ru) | Способ испытаний сепарационного оборудования | |
RU65173U1 (ru) | Устройство для удаления газа из трубопровода |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |