NO313768B1 - Method and arrangement for controlling a downhole separator - Google Patents

Method and arrangement for controlling a downhole separator Download PDF

Info

Publication number
NO313768B1
NO313768B1 NO20005562A NO20005562A NO313768B1 NO 313768 B1 NO313768 B1 NO 313768B1 NO 20005562 A NO20005562 A NO 20005562A NO 20005562 A NO20005562 A NO 20005562A NO 313768 B1 NO313768 B1 NO 313768B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
water
valve
pump
production
downhole
Prior art date
Application number
NO20005562A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20005562L (en
NO20005562D0 (en
Inventor
Geir Inge Olsen
Original Assignee
Kvaerner Oilfield Prod As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Kvaerner Oilfield Prod As filed Critical Kvaerner Oilfield Prod As
Priority to NO20005562A priority Critical patent/NO313768B1/en
Publication of NO20005562D0 publication Critical patent/NO20005562D0/en
Publication of NO20005562L publication Critical patent/NO20005562L/en
Publication of NO313768B1 publication Critical patent/NO313768B1/en

Links

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å styre en nedihulls separator i følge ingressen til krav 1, og et arrangement for å styre en nedihulls separator i følge ingressen til krav 3. The present invention relates to a method for controlling a downhole separator according to the preamble of claim 1, and an arrangement for controlling a downhole separator according to the preamble of claim 3.

Et av de største kostnadsbesparelsespotensialer innenfor offshore-, olje- og naturgassproduksjonsindustri er konseptet med null toppside fasiliteter, dvs. å plassere så mye av utstyret som mulig som brukes for produksjon av hydrokarboner på sjøbunnen eller nede i hullet. Ideelt sett ville dette bety direkte transport av produserte hydrokarboner fra undersjøiske felt til allerede eksisterende offshoreplattformer eller hele veien til land. For å oppnå dette må flere av topside prosessene og tilveiebringelsen av forskjellige krafttilførseler flyttes ned på havbunnen eller ned i hullet. Dette inkluderer fortrinnsvis separasjon til midlertidig stabilisert råolje, tilveiebringelse av tørrgass og det viktigste, å fjerne vann for å redusere transportkostnader og redusere hydratdannelsesproblemer i tilknytning til transport av hydrokarboner over lange avstander. Ytterligere fordeler kan oppnås ved å anvende undersjøisk enkeltfase eller multifase pumpe, gasskompressor og gass-væske separasjon. One of the biggest cost saving potentials within the offshore, oil and natural gas production industry is the concept of zero topside facilities, i.e. placing as much of the equipment as possible used for the production of hydrocarbons on the seabed or downhole. Ideally, this would mean direct transport of produced hydrocarbons from undersea fields to already existing offshore platforms or all the way to land. To achieve this, several of the topside processes and the provision of various power supplies must be moved down to the seabed or down the hole. This preferably includes separation into temporarily stabilized crude oil, provision of dry gas and most importantly, removal of water to reduce transport costs and reduce hydrate formation problems associated with transporting hydrocarbons over long distances. Further benefits can be achieved by using subsea single-phase or multiphase pumps, gas compressors and gas-liquid separation.

For å oppnå det ovennevnte må elektrisk og hydraulisk kraft tilføres fra plattformen eller fra land og distribueres til de forskjellige undersjøiske forbrukerne. Hydraulisk kraft må gjøres lokalt tilgjengelig ved den undersjøiske produksjonsenheten for å betjene utstyr på havbunnen eller nede i hullet. To achieve the above, electrical and hydraulic power must be supplied from the platform or from shore and distributed to the various subsea consumers. Hydraulic power must be made locally available at the subsea production unit to operate equipment on the seabed or downhole.

Vann er nesten alltid til stede i steinformasjonen der hydrokarboner finnes. Reservoaret vil normalt produsere en økende andel vann med tiden. Vann genererer flere problemer for olje- og gassproduksjonen. Det influerer på den spesifikke gravitasjonen til råoljestrømmen med dødvekt. Det transporterer elementene som skaper scaling i strømningsbanen. Det danner basis for hydratdannelse, og det øker kapasitetskravene for transportledninger og topside separasjonsenheter. Således, dersom vann kunne fjernes fra brønnstrømmen selv før når det når brønnhodet, kan flere problemer unngås. Videre kan olje- og gassproduksjonen økes, og oljeakkurnuleringen kan økes siden øket drift kan oppnås dersom den produserte vannfraksjonen kan fjernes. Water is almost always present in the rock formations where hydrocarbons are found. The reservoir will normally produce an increasing proportion of water over time. Water generates several problems for oil and gas production. It influences the specific gravity of the dead weight crude oil stream. It transports the elements that create scaling in the flow path. It forms the basis for hydrate formation, and it increases the capacity requirements for transport lines and topside separation units. Thus, if water could be removed from the well stream even before it reaches the wellhead, several problems could be avoided. Furthermore, oil and gas production can be increased, and oil accumulation can be increased since increased operation can be achieved if the produced water fraction can be removed.

Et nedihulls hydrosyklonbasert separasjonssystem kan anvendes både for vertikale og horisontale brønner, og kan installeres i en hvilken som helst posisjon. Bruk av væske-væske (olje-vann) syklonseparasjon er kun egnet ved høyere vannkutt (typisk ved vannkontinuerlige brønnfluider). Vann som er egnet for re-injeksjon til reservoaret kan tilveiebringes ved et slikt system. Sykloner er forbundet med rensing av kun den ene fasen, som vil være vannfasen i en nedihulls anvendelse. Bruk av et multitrinns syklonseparasjonssystem, slik som beskrevet i norsk patentsøknad NO 2000 0816 av samme søker, vil redusere vanninnblandingen i oljefasen. Imidlertid vil ikke ren olje normalt oppnås ved bruk av sykloner. Videre tas energi fra brønnfluidet og konsumeres for oppsetting av et sentrifugalfelt inne i syklonene og skaper derfor et trykktap. A downhole hydrocyclone-based separation system can be used for both vertical and horizontal wells, and can be installed in any position. Use of liquid-liquid (oil-water) cyclone separation is only suitable for higher water cuts (typically with water-continuous well fluids). Water suitable for re-injection into the reservoir can be provided by such a system. Cyclones are associated with the purification of only one phase, which would be the water phase in a downhole application. Use of a multi-stage cyclone separation system, as described in Norwegian patent application NO 2000 0816 by the same applicant, will reduce the mixing of water in the oil phase. However, clean oil will not normally be obtained using cyclones. Furthermore, energy is taken from the well fluid and consumed to set up a centrifugal field inside the cyclones and therefore creates a pressure loss.

En nedihulls gravitasjonsseparator er tilknyttet en brønn spesielt konstruert for denne anvendelsen. En horisontal eller noe avvikende seksjon av brønnen vil tilveiebringe tilstrekkelig oppholdelsestid og et jevn strømningsregime, som kreves for at olje og vann skal separere på grunn av tetthetsforskj eller. A downhole gravity separator is associated with a well specially constructed for this application. A horizontal or somewhat deviated section of the well will provide sufficient holding time and a steady flow regime, which is required for oil and water to separate due to density differences.

Det separerte formasjonsvannet kan føres opp gjennom brønnhodet, men det beste vil være å kvitte seg med dette ved direkte å re-injisere det inn i et reservoar under olje-og/eller gasslagene, for å stabilisere og opprettholde reservoartrykket i oljeformasjonene. Inntil nylig har dette blitt gjort ved å injisere vannet i separate brønnboringer flere kilometer borte fra den hydrokarbonproduserende brønnen. Imidlertid, siden et stadig økende antall brønner nå er svært avvikende og strekker seg gjennom en relativt tynn olje- og/eller gassproduserende formasjon, kan vannet injiseres i den samme brønnen i en viss avstand fra den olje- og/eller gassproduserende sonen. The separated formation water can be brought up through the wellhead, but it would be best to get rid of this by directly re-injecting it into a reservoir below the oil and/or gas layers, in order to stabilize and maintain the reservoir pressure in the oil formations. Until recently, this has been done by injecting the water into separate well bores several kilometers away from the hydrocarbon producing well. However, since an ever-increasing number of wells are now highly divergent and extend through a relatively thin oil- and/or gas-producing formation, the water can be injected into the same well at some distance from the oil- and/or gas-producing zone.

Både syklonseparatoren og den nedihulls gravitasjonsseparatoren kan kombineres med elektriske neddykkbare pumper (ESP) eller hydrauliske neddykkbare pumper (HSP). Bruk av ESP har øket dramatisk over de siste årene, først for landbaserte brønner, så for brønner i tilknytning til en offshoreplattform og til slutt over de siste fem årene i undersjøiske brønner. ESPer anvendes primært for trykkøkning i brønnfluider, men anvendes også sammen med syklonseparatorer for re-injisering av produsert vann og trykkøkning av den separerte oljen til overflaten. Pumpen drives ved asynkron vekselstrøm som anvender variabel frekvens, og tilveiebringer en drift av en variabel hastighetsmotor som driver pumpen. Således kan en variabel trykkøkning tilveiebringes for strømmen. Denne teknologien er for tiden under forbedring og anvendes i stadig økende grad i problembrønner. Pumpemotorene krever elektrisk strøm tilveiebragt fra plattformen som det undersjøiske systemet er forbundet med, eller fra land. En eller flere undersjøiske kabler behøves, likeså et sett av undersjøiske, samhørende elektriske høyspenningskonnektorer, i avhengighet av antall pumper. Det må tilveiebringes spesielle arrangementer for å penetrere et brønnhode, og nedihullskabelen må klemmes fast til produksjonsrøret under brønnkompletteringen. Pumpen installeres som en del av rørstrengen og henges av ved hjelp av rørhengeren i ventiltreet. Pumpen som installeres ved hjelp av kveilerør føres også ned. Begrenset operasjonstid for en nedihulls-ESP forårsakes i stor grad på grunn av svikt i kraftkabelen, elektriske konnektorer og elektriske motorer. Both the cyclone separator and the downhole gravity separator can be combined with electric submersible pumps (ESP) or hydraulic submersible pumps (HSP). Use of ESP has increased dramatically over the last few years, first for land-based wells, then for wells connected to an offshore platform and finally over the last five years in subsea wells. ESPs are primarily used for pressure increase in well fluids, but are also used together with cyclone separators for re-injection of produced water and pressure increase of the separated oil to the surface. The pump is operated by asynchronous alternating current that uses variable frequency, and provides operation of a variable speed motor that drives the pump. Thus, a variable pressure increase can be provided for the flow. This technology is currently being improved and is being used to an ever-increasing degree in problem wells. The pump motors require electrical power provided from the platform to which the subsea system is connected, or from shore. One or more subsea cables are needed, as well as a set of subsea, cohesive high-voltage electrical connectors, depending on the number of pumps. Special arrangements must be provided to penetrate a wellhead, and the downhole cable must be clamped to the production pipe during well completion. The pump is installed as part of the pipe string and suspended using the pipe hanger in the valve tree. The pump, which is installed using coil pipes, is also led down. Limited operating time for a downhole ESP is largely caused by failure of the power cable, electrical connectors and electrical motors.

HSP-rotasjonsutstyret består av en hydraulisk drevet turbin, som mekanisk driver en pumpeenhet. Den er kompakt og kan overføre mer kraft enn det som for tiden er tilgjengelig ved bruk av ESP. Rotasjonshastigheten er svært høy, noe som resulterer i færre trinn og en mer kompakt enhet i forhold til det som er typisk for ESP, selv om rotasjonshastigheten gjør lagrene mer sensitive for faste partikler. Bruk av mer slitesterke materialer motvirker dette problemet. Bruken av hydrostatiske lagre og kontinuerlig smørende lagre med ren fluid tilført fra overflaten gir en hydraulisk drevet nedihullspumpe forlenget levetid i et nedihullsmiljø, sammenUgnet med det som for tiden forventes av en ESP. HSPen kan installeres i brønnen på rørstrengen, ved kveilerør eller ved wireline-operasjon. Pumpen kan drives ved hjelp av en konvensjonell hydraulisk motor, men fortrinnsvis ved hjelp av en turbin. The HSP rotary equipment consists of a hydraulically driven turbine, which mechanically drives a pump unit. It is compact and can transmit more power than is currently available using ESP. The rotation speed is very high, resulting in fewer stages and a more compact unit compared to what is typical of ESP, although the rotation speed makes the bearings more sensitive to solid particles. The use of more durable materials counteracts this problem. The use of hydrostatic bearings and continuously lubricated bearings with clean fluid supplied from the surface gives a hydraulically driven downhole pump extended life in a downhole environment, in line with what is currently expected of an ESP. The HSP can be installed in the well on the pipe string, by coiled pipe or by wireline operation. The pump can be driven by means of a conventional hydraulic motor, but preferably by means of a turbine.

Et gassreservoar produserer normalt tørrgass inn til brønnens innstrørnningssone. Når reservoartrykket er uttømt eller når motstanden i brønnen er høy, kan det dannes kondensat. Vann kan trekkes ut fra lommer i reservoarformasjonen eller fra en gass-vann grenseflate i formasjonen. Energien som kreves for løft av den produserte væsken til sjøbunnen vil resultere i et betydelig trykktap i produksjonsrøret. Nedihulls fjerning av vann (og/eller kondensat) for lokal injeksjon kan således være en fordel ved at man oppnår en høyere produksjonsrate, som bestemmes av et resulterende lavere strømningstrykk i brønnboringen. Alternativt kan en lavere produksjonsrate tilveiebringe et høyere brønnhodetrykk, noe som kan bidra til å øke den mulige tilknytningsavstanden for et undersjøisk felt til en eksisterende infrastruktur. A gas reservoir normally produces dry gas into the well's inflow zone. When the reservoir pressure is depleted or when the resistance in the well is high, condensate can form. Water can be extracted from pockets in the reservoir formation or from a gas-water interface in the formation. The energy required to lift the produced liquid to the seabed will result in a significant pressure loss in the production pipe. Downhole removal of water (and/or condensate) for local injection can thus be an advantage in that a higher production rate is achieved, which is determined by a resulting lower flow pressure in the wellbore. Alternatively, a lower production rate can provide a higher wellhead pressure, which can help to increase the possible connection distance for a subsea field to an existing infrastructure.

Når et betydelig gassvolum er til stede i brønnboringen vil en olje-vann separator ha redusert kapasitet og separasjonsytelsene vil synke. I dette tilfellet kan en nedihulls gass-væske separator settes inn oppstrøms av olje-vann separatoren. En gravitasjonsseparator kan anvendes, men denne vil være ineffektiv dersom væsken er i form av tåke som bæres ned av den raskt strømmende gasstrømmen. En sentrifugalseparator vil ha økende ytelse og muliggjøre akselerasjon av gassfasen forbi olje-vann separatoren og dermed minimalisere strømningsarealet som opptas av gassen. When a significant volume of gas is present in the wellbore, an oil-water separator will have reduced capacity and the separation performance will decrease. In this case, a downhole gas-liquid separator can be inserted upstream of the oil-water separator. A gravity separator can be used, but this will be ineffective if the liquid is in the form of mist carried down by the fast flowing gas stream. A centrifugal separator will have increasing performance and enable acceleration of the gas phase past the oil-water separator and thus minimize the flow area occupied by the gas.

Enkelte reservoarforhold og infrastrukturer kan kreve strørnningsassistanse for å muliggjøre produksjon av olje og gass, og transport fra reservoaret til en produksjonsfasilitet på en økonomisk måte over feltets levetid og i dette miljøet. Generelt kan reservoartrykk, høy spesifikk gravitasjon for råoljen, høy viskositet, dypt vann, dypt reservoar, lange tilknytningsavstander og høyt vanninnhold stille forskjellige krav til utstyret som brukes på havbunnen. Disse kravene kan svært ofte variere over tid. Certain reservoir conditions and infrastructures may require flow assistance to enable production of oil and gas, and transport from the reservoir to a production facility in an economic manner over the life of the field and in this environment. In general, reservoir pressure, high specific gravity of the crude oil, high viscosity, deep water, deep reservoir, long connection distances and high water content may impose different requirements on the equipment used on the seabed. These requirements can very often vary over time.

Gassløft er en velkjent fremgangsmåte for å hjelpe strømningen. Når gass injiseres inn i strømmen i en viss avstand under brønnhodet vil den spesifikke gravitasjonen for den blandede gassen og råoljen reduseres, noe som senker irmstrømningstrykket i brønnboringen og resulterer i en øket strømningsrate. Når trykket reduseres høyere opp i produksjonsrøret, noe som ytterligere øker gassvolumet, reduseres gravitasjonen enda mer, noe som er til stor hjelp for strømningen. Gassen injiseres normalt fra ringrommet gjennom en trykkontrollert innløpsventil og inn i produksjonsrøret på et egnet nivå. Gas lift is a well-known procedure to help the flow. When gas is injected into the flow a certain distance below the wellhead, the specific gravity of the mixed gas and crude oil will decrease, which lowers the flow pressure in the wellbore and results in an increased flow rate. As the pressure is reduced higher up the production pipe, which further increases the gas volume, gravity is reduced even more, which greatly aids the flow. The gas is normally injected from the annulus through a pressure-controlled inlet valve and into the production pipe at a suitable level.

En annen fremgangsmåte for å øke løftet er å innføre en nedihullspumpe, som kan drives elektrisk eller hydraulisk, for å øke trykket i produksjonsrøret. Pumpen bør fortrinnsvis posisjoneres i bunnen av brønnen der gassen ikke er frigjort fra oljen, for således å tilveiebringe bedre effektivitet og forhindre gravitasjonsproblemer. Another method of increasing lift is to introduce a downhole pump, which can be driven electrically or hydraulically, to increase the pressure in the production pipe. The pump should preferably be positioned at the bottom of the well where the gas has not been released from the oil, in order to provide better efficiency and prevent gravity problems.

Bruk av gass for å oppnå kunstig løft vil øke trykktapet på grunn av friksjon siden total volumstrøm øker med gassen som bringes tilbake til kilden. Ved lange tilknytningsavstander vil nettoeffekten ved bruk av gassløft bli liten når det man oppnår i statisk trykk reduseres ved økede trykktap. Imidlertid kan nedihulls gassløft utføres lokalt på produksjonsområdet ved å separere og komprimere egnede andeler gass som tas ut av brønnfluidet og distribueres til de undersjøiske brønnene for injeksjon. Denne resirkuleringen av gass reduserer mengden gass som strømmer i transportledningen, sammenlignet med å tilføre gass fra kilden. Fordelene med dette kan anvendes til å øke produksjonsraten fra brønnene, redusere rørledningsstørrelsen eller øke kapasiteten ved å la ytterligere brønner produsere via transportledningen. I tillegg til dette vil gassløftet ved foten av stigerøret bli mer effektiv ved denne prosesskonfigurasjonen. Using gas to achieve artificial lift will increase pressure loss due to friction since total volume flow increases with the gas returned to the source. With long connection distances, the net effect when using gas lift will be small when what is achieved in static pressure is reduced by increased pressure losses. However, downhole gas lift can be carried out locally in the production area by separating and compressing suitable proportions of gas which is extracted from the well fluid and distributed to the subsea wells for injection. This recycling of gas reduces the amount of gas flowing in the transport line, compared to adding gas from the source. The advantages of this can be used to increase the production rate from the wells, reduce the pipeline size or increase capacity by allowing additional wells to produce via the transport line. In addition to this, the gas lift at the foot of the riser will be more efficient with this process configuration.

Et undersjøisk produksjonssystem av cluster-typen omfatter typisk individuelle satellitt-trær, anordnet rundt og forbundet med en sentral manifold ved hjelp av individuelle transportledningsforbindelser. Et brønnramme undersjøisk produksjonssystem består av et kompakt (løslig arrangert) modulært, og integrert bore- og produksjonssystem, konstruert for et fartøy med høy løftekapasitet eller utplassering ved hjelp av en moonpool/borerigg og gjenopphenting ved hjelp av samme, med mulighet for tidlig brønnboring, noe som til slutt fører til tidlig produksjon. Systemet er generelt forbundet med et 4-brønns scenario, selv om større brønnrammer på 6 eller 8 felt også kan tenkes, i avhengighet av de totale systemkravene. I de fleste tilfellene vil brønnrammen utstyres med en produksjonsmanifold som består av to produksjonssamlerør og en rørforbindelse som forbinder samlerørene ved den ene enden. Dette vil gi mulighet for rundpigging. I tilfelle av at kun et produksjonssamlerør anvendes, vil piggeoperasjonene kreve en undersjøisk piggutsender og/eller en undersjøisk piggmottaker. A cluster-type subsea production system typically comprises individual satellite trees, arranged around and connected to a central manifold by means of individual transmission line connections. A wellframe subsea production system consists of a compact (loosely arranged) modular, and integrated drilling and production system, designed for a vessel with high lifting capacity or deployment using a moonpool/drilling rig and retrieval using the same, with the possibility of early well drilling, which ultimately leads to early production. The system is generally associated with a 4-well scenario, although larger well frames of 6 or 8 fields are also conceivable, depending on the total system requirements. In most cases, the well frame will be equipped with a production manifold consisting of two production header pipes and a pipe connection that connects the header pipes at one end. This will give the opportunity for round spikes. In the event that only a production header is used, the spike operations will require a subsea spike emitter and/or a subsea spike receiver.

Hovedfunksjonen til manifolden er å sammenblande produksjonen inn mot en eller flere transportledninger forbundet med en topside produksjonsfasilitet, som kan være plassert direkte over eller flere kilometer borte fra manifolden. Manifolden er vanligvis en diskret struktur, som kan plasseres ut ved hjelp av et borefartøy eller et fartøy med stor løftekapasitet, i avhengighet av størrelse og vekt. The main function of the manifold is to mix the production towards one or more transport lines connected to a topside production facility, which can be located directly above or several kilometers away from the manifold. The manifold is usually a discrete structure, which can be deployed using a drilling vessel or a vessel with a large lifting capacity, depending on size and weight.

Produksjonsforgreningene koples opp fra produksjonssamlerøret til manifoldinntaksstussen via et system av ventiler, noe som tillater produksjonsstrømmen å dirigeres inn i et av produksjonssamlerørene, eller at et individuelt tre isoleres fra samlerøret. Alternativt kan all produksjon rutes til en transportledning og tillate at den andre transportledningen kan anvendes for service-operasjoner. The production branches are connected from the production header to the manifold inlet via a system of valves, allowing the production flow to be routed into one of the production headers, or for an individual tree to be isolated from the header. Alternatively, all production can be routed to one transmission line and allow the other transmission line to be used for service operations.

I noen tilfeller omfatter også produksjonsforgreningene strupeventiler. Dette er avhengig av kontrollsystem-filosofien. Typisk vil manifolden omfatte en manifoldkontrollmodul. Hovedformålet med denne er å overvåke trykk og temperatur og kontrollere manifoldventilene. Andre funksjoner kan også inkluderes, slik som piggdeteksjon, multifasestrørnningsmålergrensesnitt, sanddeteksjon og ventilposisjonsindikasjon. In some cases, the production branches also include throttle valves. This depends on the control system philosophy. Typically, the manifold will comprise a manifold control module. The main purpose of this is to monitor pressure and temperature and control the manifold valves. Other features can also be included, such as spike detection, multiphase flow meter interface, sand detection and valve position indication.

Et alternativ er også å inkludere trekontrollmoduler i manifolden. Dette kan eliminere behovet for en dedikert manifoldkontrollmodul, siden trekontrollmodulene kan kontrollere og overvåke manifoldfunksjonene. Igjen er dette avhengig av den totale kontrollfilosofien, antall funksjoner og signalveiavstanden. An alternative is also to include three control modules in the manifold. This can eliminate the need for a dedicated manifold control module, since the three control modules can control and monitor the manifold functions. Again, this depends on the overall control philosophy, the number of functions and the signal path distance.

Fjerning av vann fra brønnfluidet sent i produksjonslevetiden når reservoartrykket har sunket og vanninnholdet har øket, muliggjør en reduksjon av fluid-transportrørledningskapasiteten. Elektrisk kraft tilføres normalt til undersjøiske pumper via individuelle kabler. Kraften kan alternativt tilføres fra et undersjøisk kraftfordelingssystem med en enkel vekselstrøm- eller likestrømkabel forbundet med kilden. Hydraulisk olje, kjemikalier, metanol og kontrollsignaler kommuniseres til havbunnens installasjoner ved bruk av en service-umibillical. I tilfelle av at det kun brukes én transportledning, kan denne integreres i service-umbillicalen, sammen med de elektriske kablene, og tilveiebringe en enkel, fleksibel forbindelse mellom det undersjøiske produksjonssystemet og moderfasiliteten. Denne kombinasjonen kan ha stor innflytelse på kostnadsreduksjonen, spesielt ved svært lange tilknytningsavstander. Kraftfluidet som tilføres til havbunnen kan også anvendes for å tilveiebringe nedihulls trykkøkning av den separerte oljefasen fra separatoren. Trykkøkning kan også foretas ved å trykksette brønnfluidet som strømmer inn i separatoren. Både ESP og HSP kan anvendes til å redusere brørmboringstrykket og dermed øke irmstrørnningsraten fra reservoaret. Removing water from the well fluid late in the production life when the reservoir pressure has dropped and the water content has increased allows for a reduction in fluid transport pipeline capacity. Electrical power is normally supplied to subsea pumps via individual cables. The power can alternatively be supplied from a subsea power distribution system with a simple AC or DC cable connected to the source. Hydraulic oil, chemicals, methanol and control signals are communicated to the seabed installations using a service umibillical. In the event that only one transport line is used, it can be integrated into the service umbilical, along with the electrical cables, providing a simple, flexible connection between the subsea production system and the parent facility. This combination can have a major influence on cost reduction, especially for very long connection distances. The power fluid supplied to the seabed can also be used to provide a downhole pressure increase of the separated oil phase from the separator. Pressure can also be increased by pressurizing the well fluid that flows into the separator. Both ESP and HSP can be used to reduce the wellbore pressure and thus increase the oil flow rate from the reservoir.

De konvensjonelle trærne og sideventiltrærne har en basis filosofisk forskjell når det gjelder installasjonsseksvensen for rørkompletteringen. Det konvensjonelle systemet er normalt beregnet for bore- og kompletteringsscenarier, noe som betyr at rørhengeren installeres i brønnhodet umiddelbart etter installasjon av foringsrøret. Dette gjøres mens BOPen (Blow-out Preventer) fremdeles er forbundet med brønnhodet. Treet installeres så på det kompletterte brønnhodet med et dedikert stigerørsystem som er åpent for vann. Transportledninger forbindes så med treet. Dette har en tendens til å være svært effektivt når det er kjent at en brønn vil kompletteres. Ulempen med det konvensjonelle tresystemet er at vedlikehold av brønnboringen, når kompletteringen hentes opp igjen, involverer opphenting av treet. Dette betyr at transportledninger og umbilical-konnektoren, sammen med rørbøyler, må koples fra før treet hentes opp. Treet hentes opp igjen sammen med det dedikerte stigerørsystemet, så installeres BOP-systemet på brønnholdet og kun da kan kompletteringen hentes opp. The conventional trees and side valve trees have a basic philosophical difference when it comes to the installation sequence for the pipe completion. The conventional system is normally intended for drilling and completion scenarios, which means that the pipe hanger is installed in the wellhead immediately after installation of the casing. This is done while the BOP (Blow-out Preventer) is still connected to the wellhead. The tree is then installed on the completed wellhead with a dedicated riser system that is open to water. Transport lines are then connected to the tree. This tends to be very effective when it is known that a well will be completed. The disadvantage of the conventional tree system is that maintenance of the wellbore, when the completion is retrieved, involves the retrieval of the tree. This means that transport lines and the umbilical connector, together with pipe clamps, must be disconnected before the tree is picked up. The tree is retrieved together with the dedicated riser system, then the BOP system is installed on the well hold and only then can the completion be retrieved.

Et dualfunksjon ventiltre anvendes når det er ønskelig å injisere og produsere gjennom det samme treet/brønnhodet. Fordelen med dette er at en dedikert injeksjonsbrønn elimineres og ikke behøver å bores. A dual function valve tree is used when it is desired to inject and produce through the same tree/wellhead. The advantage of this is that a dedicated injection well is eliminated and does not need to be drilled.

Nedihulls trykkontroU kreves i form av nedihulls sikkerhetsventiler. Både den indre og ytre strengen krever sikkerhetsventiler. Den indre strengen kan være for produksjon eller injeksjon, og den andre strengen (ytre) vil være for injeksjon. Videre, dersom to sett av DHSV (Downhole Safety Valves) benyttes, vil man kunne anta at hver ventil (indre og ytre) vil kontrolleres ved individuell hydraulisk funksjon. Det horisontale sideventiltreet tilveiebringer de beste løsningene for denne konfigurasjonen. Hovedårsaken til denne fordelen er at det er mulig å trekke nedihulls kompletteringen gjennom treet, noe som ikke er mulig i tilfelle av konvensjonelle trær. Downhole pressure control is required in the form of downhole safety valves. Both the inner and outer strings require safety valves. The inner string can be for production or injection, and the other string (outer) will be for injection. Furthermore, if two sets of DHSV (Downhole Safety Valves) are used, it can be assumed that each valve (inner and outer) will be controlled by individual hydraulic function. The horizontal side valve tree provides the best solutions for this configuration. The main reason for this advantage is that it is possible to pull the downhole completion through the tree, which is not possible in the case of conventional trees.

Sideventiltreet (SVT) er normalt ment for batch-borescenarier, eller når planlagte overhalinger forventes. SVT benyttes også når kunstig løft inkluderes, slik som en elektrisk neddykket pumpe (ESP) enten planlegges eller anvendes senere i feltets levetid. Vertikal tilgang oppnås ved bruk av et utblåsingssikringssystem (BOP) eller annet dedikert system. Siden ventilene er plassert på siden av forbindelsesrøret, oppnås full boringstilgang (vanligvis 18-3/4" diameter). Transportledninger forstyrres ikke under noen av vedlikeholdsintervensjonene. I essens blir SVT et forbindelsesrør og kompletteringen installeres i dette forbindelsesrøret. Ulempen med SVT-systemet er at BOP-stacken må hentes opp mellom boring av foringsrøret og boring av kompletteringen. SVTen landes på brønnhodet og BOPen re-installeres på toppen av The side valve tree (SVT) is normally intended for batch drilling scenarios, or when planned overhauls are expected. SVT is also used when artificial lift is included, such as when an electric submersible pump (ESP) is either planned or used later in the field's lifetime. Vertical access is achieved using a blowout protection system (BOP) or other dedicated system. Since the valves are located on the side of the connecting pipe, full bore access is achieved (typically 18-3/4" diameter). Transport lines are not disturbed during any of the maintenance interventions. In essence, the SVT becomes a connecting pipe and the completion is installed in this connecting pipe. The disadvantage of the SVT system is that the BOP stack must be retrieved between drilling the casing and drilling the completion The SVT is landed on the wellhead and the BOP is re-installed on top of

SVT. SVT.

Det uavhengige gjenopphentbare treet (IRT), som for tiden utvikles, kombinerer de mest ønskelige trekkene ved de konvensjonelle ventiltrærne og SVT. Denne typen tre ansees å være et tre med virkelig gjennomgående boring. Enkelt fortalt tillater IRT gjenopphenting av enten treet eller rørhengeren, uavhengig av hverandre. Installasjonssekvensen for dette systemet er også uavhengig av hverandre. Dette betyr at rørhengeren kan installeres som i et konvensjonelt system og så kan treet installeres. Systemet gjør det også mulig å først installere treet, som i SVT-systemet, og så installere kompletteringen. Denne typen konstruksjon tilveiebringer maksimal fleksibilitet sammenlignet med de tidligere systemene. Når mer utstyr installeres nede i hullet, øker behovet for regulær gjenopphenting av kompletteringen, noe som favoriserer sideventil- og IR-trærne. The Independent Retrievable Tree (IRT), currently under development, combines the most desirable features of the conventional valve trees and SVT. This type of wood is considered to be a truly through-bore wood. Simply put, IRT allows recovery of either the tree or the pipe hanger, independently of each other. The installation sequence for this system is also independent of each other. This means that the pipe hanger can be installed as in a conventional system and then the tree can be installed. The system also makes it possible to first install the tree, as in the SVT system, and then install the complement. This type of construction provides maximum flexibility compared to the previous systems. As more equipment is installed downhole, the need for regular completion retrieval increases, favoring the side valve and IR trees.

Bruk av et standard produksjonssideventiltre i kombinasjon med et injeksjonsforbindelsesrør er å betrakte som en svært anvendelig løsning. Denne løsningen anvender eksisterende teknologier for primærutstyr. Rørspoler anvendes ofte i undersjøisk brønnhodeproduksjonsutstyr som et alternativ til rørhengerstøtte. "Stabel"-tre arrangementet vil innebære mye av det samme som tre-på-rør spolekonfigurasjon. Denne løsningen anvender eksisterende teknologier for primærutstyret. Et økende antall penetreringer kreves for brønnboringskontroU. Ytterligere penetreringer er en ekspansjon av foreliggende teknologi, som både ansees anvendelig og moden. Using a standard production side valve tree in combination with an injection connecting pipe is considered a very applicable solution. This solution uses existing technologies for primary equipment. Tubing coils are often used in subsea wellhead production equipment as an alternative to tubing hanger support. The "stacked" three arrangement will involve much of the same as the three-on-tube coil configuration. This solution uses existing technologies for the primary equipment. An increasing number of penetrations are required for wellbore control. Further penetrations are an expansion of current technology, which is considered both applicable and mature.

Eksempler på kjent teknikk er NO 19991488 som i figur 8 viser en motor 238, som drives av drivfluid tilført gjennom et rør 236. Drivfluidet strømmer tilbake til overflaten via ringrommet eller via en separat returledhing. Motoren driver en pumpe 246, som pumper produksjonsfluider inn i en separator 250. Separatoren separerer produksjonsfluidet i vann og olje. Vannet injiseres i formasjonen gjennom injeksjonsperforeringer 32, mens oljen bringes til overflaten via et produksjonsrør 36. Examples of known technology are NO 19991488 which in Figure 8 shows a motor 238, which is driven by drive fluid supplied through a pipe 236. The drive fluid flows back to the surface via the annulus or via a separate return line. The motor drives a pump 246, which pumps production fluids into a separator 250. The separator separates the production fluid into water and oil. The water is injected into the formation through injection perforations 32, while the oil is brought to the surface via a production pipe 36.

I figur 18 tilføres drivfluid til en motor 558 gjennom et fluidrør 556. Motoren driver en pumpe 564, som pumper produksjonsfluider inn i en separator 568. Drivfluidet til moteren injiseres i formasjonen etter bruk. Vann fra separasjonen injiseres også, mens oljeprodukter bringes til overflaten. In Figure 18, drive fluid is supplied to a motor 558 through a fluid pipe 556. The motor drives a pump 564, which pumps production fluids into a separator 568. The drive fluid for the motor is injected into the formation after use. Water from the separation is also injected, while oil products are brought to the surface.

I denne publikasjonen er pumpen anordnet før separatoren (d.v.s. et såkalt push-through system), noe som betyr at man ikke kan styre separatoren ved å øke eller redusere tilførselen av drivfluid. Man kan kun styre totalmengden av fluid gjennom separatoren men ikke splitten mellom vann og olje og derved ikke grensesjiktet mellom de to fasene. In this publication, the pump is arranged before the separator (i.e. a so-called push-through system), which means that you cannot control the separator by increasing or decreasing the supply of drive fluid. You can only control the total amount of fluid through the separator but not the split between water and oil and thereby not the boundary layer between the two phases.

I følge NO 308426 føres produksjonsfluider til en serie syklonseparatorer 4. Den utseparerte oljen pumpes til overflaten av en pumpe 5. Injeksjonsvannet pumpes ned i brønnen ved hjelp av en pumpe 10 på overflaten til en turbin 13. Turbinen 13 driver både pumpen 5 og en vanninjeksjonspumpe 14. det utseparerte vannet og vannet som er brukt til å drive turbinen 13 injiseres gjennom en injeksjonsledning 18. According to NO 308426, production fluids are fed to a series of cyclone separators 4. The separated oil is pumped to the surface by a pump 5. The injection water is pumped down into the well using a pump 10 on the surface to a turbine 13. The turbine 13 drives both the pump 5 and a water injection pump 14. the separated water and the water used to drive the turbine 13 are injected through an injection line 18.

Det er også vist (i figur 2) en mulighet for å hente vann fra en vannholdig formasjon for injeksjonsformål. Imidlertid er det ikke nevnt noe om at dette vannet kan brukes som drivfluid. There is also shown (in Figure 2) a possibility of extracting water from a water-bearing formation for injection purposes. However, there is no mention that this water can be used as a driving fluid.

Det er her ikke nevnt noe om styring av splitten mellom fasene. Dette er heller ikke mulig all den tid pumpene 5 og 14 begge drives av samme turbin 13 og derved alltid vil reguleres synkront. Dette vil i sin tur si at dersom man for eksempel regulerer ned vannuttaket fra separatoren vil man også samtidig regulere ned oljeuttaket fra separatoren og splitten mellom vann- og oljefasen vil derfor ikke endres. Nothing is mentioned here about managing the split between the phases. This is also not possible as long as the pumps 5 and 14 are both driven by the same turbine 13 and will therefore always be regulated synchronously. This in turn means that if, for example, you regulate down the water withdrawal from the separator, you will also simultaneously regulate down the oil withdrawal from the separator and the split between the water and oil phase will therefore not change.

I GB 2326895 beskrevet at sensorer detekterer oljeinnblanding i vannfasen og vanninnblanding i oljefasen, for å styre pumperaten av vann og/eller olje. Det er imidlertid ikke beskrevet verken hvor pumpene er plassert, hvordan pumpene drives eller hvordan de reguleres. In GB 2326895 it is described that sensors detect oil mixing in the water phase and water mixing in the oil phase, in order to control the pumping rate of water and/or oil. However, it is not described either where the pumps are located, how the pumps are operated or how they are regulated.

US 5996690 beskriver en pumpe 52 som pumper produksjonsfluider inn i en hydrosyklonseparator 41,43,45 som separerer olje og vann. Oljen pumpes til overflaten ved hjelp av en pumpe 100, mens vannet injiseres tilbake i formasjonen. Det er ikke anordnet noen pumpe for å pumpe vannet som kommer ut fra separatoren. Det er anordnet sensorer for å detektere strømningsrate, trykk, temperatur og vannandel flere steder i strørnningsveiene og en kontroller for å styre motorhastighet, kontrollventiler 90, 92 og 93.1 og med at pumpen 52 pumper produksjonsfluider inn i separatoren, mens det ikke finnes noen pumpe som pumper vannet ut av separatoren, er dette systemet også et såkalt push-through system liknende NO 19991488, og det er på samme måte følgelig ikke mulig å regulere splitten mellom fasene ved å regulere tilførselen av drivfluid. derimot reguleres vannuttaket fra separatoren ved hjelp av en ventil 92. Dette systemet blir følgelig svært komplisert med mye følsom elektronikk nede i hullet. US 5996690 describes a pump 52 which pumps production fluids into a hydrocyclone separator 41,43,45 which separates oil and water. The oil is pumped to the surface using a pump 100, while the water is injected back into the formation. No pump is provided to pump the water coming out of the separator. Sensors are arranged to detect flow rate, pressure, temperature and water content in several places in the thickening paths and a controller to control engine speed, control valves 90, 92 and 93.1 and with the pump 52 pumping production fluids into the separator, while there is no pump that pumps the water out of the separator, this system is also a so-called push-through system similar to NO 19991488, and in the same way it is consequently not possible to regulate the split between the phases by regulating the supply of drive fluid. on the other hand, the water withdrawal from the separator is regulated by means of a valve 92. Consequently, this system becomes very complicated with a lot of sensitive electronics down the hole.

WO 95/08044 beskriver en manifold bestående av to samlerør som begge kan benyttes for produksjon eller testing. Imidlertid er det ikke mer enn én rørledning ned i hver brønn, slik at det ikke kan utføres samtidige operasjoner på samme brønn. Det er således ikke mulig å tilføre drivfluid til turbinder nede i brønnen samtidig som man produserer olje fra brønnen. Det sier seg da selv at dette systemet er fullstendig ubrukelig for det formålet som den foreliggende oppfinnelse tar sikte på. WO 95/08044 describes a manifold consisting of two manifolds, both of which can be used for production or testing. However, there is no more than one pipeline down each well, so that simultaneous operations cannot be carried out on the same well. It is thus not possible to supply drive fluid to turbines down in the well at the same time as producing oil from the well. It goes without saying that this system is completely useless for the purpose that the present invention aims at.

Den foreliggende oppfinnelse anvender fordelene ved den nyeste utviklingen i tre-teknologi, for å gjøre det mulig å produsere og injisere (også omfattende kraftfluid tilførsel) gjennom det samme ventiltreet. Imidlertid er den foreliggende oppfinnelse ikke begrenset til bruk av de ovenfor nevnte trærne, siden det også er mulig å realisere oppfinnelsen ved bruk av mer konvensjonell teknologi. The present invention utilizes the advantages of the latest developments in tree technology, to make it possible to produce and inject (also extensive power fluid supply) through the same valve tree. However, the present invention is not limited to the use of the above-mentioned trees, since it is also possible to realize the invention using more conventional technology.

Hovedformålet med den foreliggende oppfinnelse er å gjøre tilførsel av drivfluid lettere til turbiner eller motorer i et flertall av brønner og videre gjøre kontroll av nedihulls separatorer lettere. The main purpose of the present invention is to make the supply of drive fluid easier to turbines or motors in a majority of wells and further to make control of downhole separators easier.

Et annet formål ved den foreliggende oppfinnelse er å redusere kostnadene ved å redusere behovet for utstyr, og derved også redusere installasjonskostnadene og servicekostnadene. Another purpose of the present invention is to reduce costs by reducing the need for equipment, thereby also reducing installation costs and service costs.

Et ytterligere formål ved den foreliggende oppfinnelse er å gjøre det mulig å bruke kun én transportledning koplet til den undersjøiske manifolden, mens man fremdeles har muligheten for å tilføre drivfluid til turbinene i brønnen. A further purpose of the present invention is to make it possible to use only one transport line connected to the subsea manifold, while still having the option of supplying drive fluid to the turbines in the well.

Dette oppnås i følge oppfinnelsen ved de karakteriserende trekk i følge kravene 1 og 3. This is achieved according to the invention by the characterizing features according to claims 1 and 3.

De uselvstendige kravene definerer ytterligere utførelsesformer og alternativer ved oppfinnelsen. The independent claims define further embodiments and alternatives of the invention.

En detaljert beskrivelse av den foreliggende oppfinnelse skal gjøres, kun som et eksempel, under henvisning til utførelsesformene vist i de medfølgende tegninger, der: Figur la viser et prosesstrørnningsdiagram for en konvensjonell layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge teknikkens stand. Figur lb illustrerer en annen kjent alternativ isolasjonsventilkonfigurasjon til den som er vist i figur la. Manifolden har et redusert antall forbindelser mellom produksjonsbrønnene og manifoldsarnlerørene. Ventiler for å rute produksjonen til hvert av samlerørene er gruppert sammen for to brønner. Figur 2a viser layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann som tilføres fra en plattform eller fra land. Figur 2b illustrerer en alternativ konfigurasjon til den som er vist i figur 2a, og lignende den som er vist i figur lb. Figur 2c illustrerer en alternativ konfigurasjon med et arrangement av isolasjonsventiler lignende den som er vist i figur 2b. Figur 3 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser et avvik fra utførelsesformen i figur 2b, med en matepumpe. Figur 4a viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en fjerde utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført fra en frittstrømmende vannproduserende brønn. Figur 4b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en femte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført av en pumpe i en vannproduserende brønn. Figur 4c viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en sjette utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et awik i forhold til utførelsesformen i figur 4b, med en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets for løft i den vannproduserende brønnen. Figur 4d viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en syvende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et avvik i forhold til utførelsesformen i figur 4b, med en elektrisk drevet pumpe for løft i den vannproduserende brønnen. Figur 5a viser en layout av produksjonsmamfolden og brønnen i følge en åttende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført fra omkringliggende sjøvann og trykksatt av en undersjøisk pumpe med utslipp som blandes sammen med formasjonsvann og injiseres. Figur 5b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en niende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et avvik i følge utførelsesformen i figur 5a, der utsluppet vann frigjøres til omkringliggende sjø. Figur 6 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en tiende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets i den hydrokarbonproduserende brønnen. Figur 7 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ellevte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser bruk av produserte hydrokarboner som drivfluid. Figur 8 viser layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en tolvte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og omfatter bruk av kun én transportledning. Figur 9 viser et konvensjonelt gassløft arrangement som anvendes i arrangementet i følge oppfinnelsen av den typen som er vist i figur 2a. Figur 9b viser en layout av et alternativt arrangement for å tilveiebringe gassløft i sammenheng med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, med gasstilførsel i en av transportledningene. Figur 9c viser en layout av et ytterligere alternativt arrangement i sammenheng med den foreliggende oppfinnelsen, for å tilveiebringe gass for kunstig løft lokalt. Figur 10a viser en layout av et arrangement i følge den foreliggende oppfinnelsen som omfatter en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe konverter for å øke trykket i brønnfluidet og som er koplet i serie med turbin-til-pumpe konverteren for å pumpe separert vann. Figur 10b viser en lignende layout som i figur 10a, men med en parallell konfigurasjon med dedikerte brønnhodestrupeventiler for turbin-til-pumpe konverteren for brønnfluidet og turbin-til-pumpe konverteren for separert vann. Figur 10c viser en lignende layout som i figur 10b, men med parallell konfigurasjon av turbin-til-pumpe konverteren for brønnfluid og turbin-til-pumpe konverteren for separert vann, med en nedihulls kontrollventil for turbin-til-pumpe konverteren for brønnfluid. Figur lia viser layout av nedihulls arrangementet for gass-væske separasjon oppstrøms av væske-væske separasjonen og med en gass-scrubber. A detailed description of the present invention shall be made, by way of example only, with reference to the embodiments shown in the accompanying drawings, where: Figure la shows a process flow diagram for a conventional layout of a production manifold and well according to the state of the art. Figure 1b illustrates another known alternative isolation valve configuration to that shown in Figure 1a. The manifold has a reduced number of connections between the production wells and the manifold core pipes. Valves to route production to each of the headers are grouped together for two wells. Figure 2a shows the layout of a production manifold and well according to a first embodiment of the present invention, and shows dry water supplied from a platform or from land. Figure 2b illustrates an alternative configuration to that shown in Figure 2a, and similar to that shown in Figure 1b. Figure 2c illustrates an alternative configuration with an arrangement of isolation valves similar to that shown in Figure 2b. Figure 3 shows a layout of a production manifold and well according to a second embodiment of the present invention and shows a deviation from the embodiment in Figure 2b, with a feed pump. Figure 4a shows a layout of a production manifold and well according to a fourth embodiment of the present invention, and shows dry water supplied from a free-flowing water-producing well. Figure 4b shows a layout of a production manifold and well according to a fifth embodiment of the present invention, and shows dry water supplied by a pump in a water-producing well. Figure 4c shows a layout of a production manifold and well according to a sixth embodiment of the present invention, and shows a deviation from the embodiment in Figure 4b, with a hydraulically driven pump in a closed circuit for lifting in the water-producing well. Figure 4d shows a layout of a production manifold and well according to a seventh embodiment of the present invention, and shows a deviation in relation to the embodiment in Figure 4b, with an electrically driven pump for lifting in the water-producing well. Figure 5a shows a layout of the production framework and the well according to an eighth embodiment of the present invention, and shows drive water supplied from surrounding seawater and pressurized by a submarine pump with discharge that is mixed with formation water and injected. Figure 5b shows a layout of a production manifold and well according to a ninth embodiment of the present invention, and shows a deviation according to the embodiment in Figure 5a, where released water is released into the surrounding sea. Figure 6 shows a layout of a production manifold and well according to a tenth embodiment of the present invention and shows a hydraulically driven pump in a closed circuit in the hydrocarbon producing well. Figure 7 shows a layout of a production manifold and well according to an eleventh embodiment of the present invention and shows the use of produced hydrocarbons as a driving fluid. Figure 8 shows the layout of a production manifold and well according to a twelfth embodiment of the present invention and includes the use of only one transport line. Figure 9 shows a conventional gas lift arrangement which is used in the arrangement according to the invention of the type shown in Figure 2a. Figure 9b shows a layout of an alternative arrangement for providing gas lift in connection with an embodiment of the present invention, with gas supply in one of the transport lines. Figure 9c shows a layout of a further alternative arrangement in connection with the present invention, to provide gas for artificial lift locally. Figure 10a shows a layout of an arrangement according to the present invention which comprises a downhole hydraulic turbine-to-pump converter to increase the pressure in the well fluid and which is connected in series with the turbine-to-pump converter to pump separated water. Figure 10b shows a similar layout as in Figure 10a, but with a parallel configuration with dedicated wellhead throttle valves for the turbine-to-pump converter for the well fluid and the turbine-to-pump converter for separated water. Figure 10c shows a similar layout as in Figure 10b, but with parallel configuration of the turbine-to-pump converter for well fluid and the turbine-to-pump converter for separated water, with a downhole control valve for the turbine-to-pump converter for well fluid. Figure 1a shows the layout of the downhole arrangement for gas-liquid separation upstream of the liquid-liquid separation and with a gas-scrubber.

Figur 11b viser en lignende layout som i figur lia, men uten scrubber. Figure 11b shows a similar layout as in figure 1a, but without scrubber.

Figur lic viser en gass-væske separasjon kun med gass-scrubber. Figure 1c shows a gas-liquid separation with gas-scrubber only.

For beskrivelsen av alle utførelsesformene i det etterfølgende er trekk som korresponderer fullstendig med den foregående utførelsesformen, eller utførelsesformen som det vises til, ikke beskrevet i detalj. Det skal forstås at de deler av utførelsesformen som ikke beskrives i detalj fullt samsvarer med den tidligere utførelsesformen eller en eventuell utførelsesform som det vises til. For the description of all the embodiments in the following, features that correspond completely to the preceding embodiment, or the embodiment to which reference is made, are not described in detail. It is to be understood that the parts of the embodiment which are not described in detail fully correspond to the previous embodiment or any embodiment to which reference is made.

Når det i det etterfølgende anvendes begrepet brønnfluid, betyr dette fluid som ekstraheres fra formasjonen. Brønnfluid kan inneholde gass, olje og/eller vann, eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Når det i den etterfølgende beskrivelsen anvendes begrepet produksjonsfluid betyr dette den delen av brønnfluidet som bringes fra reservoaret til havbunnen. When the term well fluid is used in the following, this means fluid that is extracted from the formation. Well fluid can contain gas, oil and/or water, or any combination of these. When the term production fluid is used in the following description, this means the part of the well fluid that is brought from the reservoir to the seabed.

Figur la illustrerer en tidligere kjent produksjonslayout med fire brønner, der hver er forbundet med manifolden via mekaniske konnektorer 3a, 3b, 3c, 3d. Av illustrasjonshensyn er brønnen som er forbundet med den mekaniske konnektoren 3c sin layout vist i detalj. Det skal imidlertid forstås at layouten for de andre fire brønnene er av lignende type. Figure la illustrates a previously known production layout with four wells, where each is connected to the manifold via mechanical connectors 3a, 3b, 3c, 3d. For purposes of illustration, the layout of the well connected to the mechanical connector 3c is shown in detail. However, it should be understood that the layout for the other four wells is of a similar type.

Brønnen som er forbundet med den mekaniske konnektor 3 c omfatter et nedihulls produksjonsrør 40 (kun delvis vist), som fører til en petroleumsproduserende formasjon 80, et undersjøisk brønnhode 1 og en produksjonsstrupeventil 2. Produksjonsstrupeventilen er, via den mekaniske konnektoren, i kommunikasjon med en manifold, generelt betegnet ved 41. The well connected to the mechanical connector 3 c comprises a downhole production pipe 40 (only partially shown), which leads to a petroleum producing formation 80, a subsea wellhead 1 and a production choke valve 2. The production choke valve is, via the mechanical connector, in communication with a manifold, generally denoted by 41.

Manifolden omfatter to produksjonssamlerør 6a og 6b. Et sett av isolasjons ventiler 4a, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d for hver ventil er tilveiebragt for å gjøre det mulig å rute produksjonsstrømmen inn i det ene eller det andre av samlerørene 6a og 6b. The manifold comprises two production header pipes 6a and 6b. A set of isolation valves 4a, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d for each valve is provided to enable the production flow to be routed into one or the other of the manifolds 6a and 6b.

Ved den ene enden av manifolden knytter et fjernbart forbindelsesrør 9 sammen de to samlerørene 6a, 6b, via to mekaniske konnektorer 10a, 10b. Den hydraulisk betjente isolasjonsventilen 1 la er tilveiebragt i det første samlerøret 6a og sammen med en ROV-ventil 1 lb i det andre samlerøret, gjør denne det mulig å fjerne rørforbindelsen er lukket for tilknytning av en annen produksjonsbrønnramme. At one end of the manifold, a removable connecting pipe 9 connects the two collecting pipes 6a, 6b, via two mechanical connectors 10a, 10b. The hydraulically operated isolation valve 1 la is provided in the first collector pipe 6a and together with an ROV valve 1 lb in the second collector pipe, this makes it possible to remove the pipe connection is closed for connection of another production well frame.

Figur lb viser en annen kjent avvikende layout i forhold til layouten vist i figur la. Her er to og to brønner koplet sammen til manifolden. Som i figur la er konnektor 3a forbundet med det første samlerøret 6a via isolasjonsventil 5a, og med det andre samlerøret 6b via isolasjonsventilen 4a, konnektor 3b er forbundet med det første samlerøret 6a via isolasjonsventil 5b, og med det andre samlerøret 6b via isolasjonsventil 4b. I motsetning til layouten i figur la er isolasjonsventil 5a og 5b forbundet med hverandre, og isolasjonsventil 4a og 4b er forbundet med hverandre. Denne layouten gjør det mulig å velge hvilket av samlerørene 6a og 6b konnektorene skal stå i kommunikasjon med. Dersom ventil 5a og 4b åpnes og ventil 5b og 4a lukkes, vil dette sette konnektor 3a i kommunikasjon med det første samlerøret 6a og konnektoren 3b i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b. Åpnes ventil 4a og 5b og lukkes ventilene 4b og 5a vil dette sette konnektoren 3a i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b og konnektoren 3b i kommunikasjon med det første samlerøret 6a. Konnektorene 3c og 3d er forbundet med manifolden via ventiler 4c, 4d, 5c, 5d på en lignende måte som konnektorene 3 a og 3b. I alle andre henseender er de to layoutene i figurene la og lb like hverandre. Figure lb shows another known deviating layout compared to the layout shown in figure la. Here two and two wells are connected together to the manifold. As in figure la, connector 3a is connected to the first collector pipe 6a via isolation valve 5a, and to the second collector pipe 6b via isolation valve 4a, connector 3b is connected to the first collector pipe 6a via isolation valve 5b, and to the second collector pipe 6b via isolation valve 4b. In contrast to the layout in figure la, isolation valve 5a and 5b are connected to each other, and isolation valve 4a and 4b are connected to each other. This layout makes it possible to choose which of the manifolds 6a and 6b the connectors are to be in communication with. If valves 5a and 4b are opened and valves 5b and 4a are closed, this will put connector 3a in communication with the first collector pipe 6a and connector 3b in communication with the second collector pipe 6b. If valves 4a and 5b are opened and valves 4b and 5a are closed, this will put the connector 3a in communication with the second collector pipe 6b and the connector 3b in communication with the first collector pipe 6a. Connectors 3c and 3d are connected to the manifold via valves 4c, 4d, 5c, 5d in a similar way to connectors 3a and 3b. In all other respects, the two layouts in figures la and lb are similar.

ManifoIdene i følge figurene la og lb fungerer på følgende måte: The manifolds according to figures la and lb work in the following way:

Olje, gass og vann strømmer fra reservoaret inn i brønnene og gjennom produksjonsrøret 40 til det undersjøiske brønnhodet 1, og rutes til manifolden 41 via Oil, gas and water flow from the reservoir into the wells and through the production pipe 40 to the subsea wellhead 1, and are routed to the manifold 41 via

produksjonsstrupeventil 2 og den mekaniske konnektoren 3c. En av isolasjonsventilene 4c, 5c vil være lukket og den andre åpen og tillate produksjonsfluidet å rutes inn i enten det første samlerøret 6a eller det andre samlerøret 6b. Produksjonsfluidet transporteres så ved naturlig strømning til topside eller til land i transportledningene 8a, 8b forbundet med manifolden 41 via mekaniske tilknytningskonnektorer 7a, 7b. production throttle valve 2 and the mechanical connector 3c. One of the isolation valves 4c, 5c will be closed and the other open and allow the production fluid to be routed into either the first header 6a or the second header 6b. The production fluid is then transported by natural flow to the top side or to land in the transport lines 8a, 8b connected to the manifold 41 via mechanical connection connectors 7a, 7b.

Det er også mulig å bringe inn produksjonsfluidet fra en annen manifold ved å forbinde denne med manifolden i stedet for rørforbindelsen. Isolasjonsventilen 11 anordnet i det første samlerøret gjør det mulig for det andre samlerøret å frigjøres, slik at dette kan fungere som en serviceledning. It is also possible to bring in the production fluid from another manifold by connecting this to the manifold instead of the pipe connection. The isolation valve 11 arranged in the first collector pipe makes it possible for the second collector pipe to be released, so that this can function as a service line.

Figur 2a viser første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, som er en utvikling av manifolden og brønnlayouten vist i figur 1.1 tillegg til isolasjonsventil a4, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d, omfatter den en tredje isolasjonsventil 14,14b, 14c, 14d, for hver brønn. En avlastningsventil 18 er også anordnet. Figure 2a shows the first embodiment of the present invention, which is a development of the manifold and well layout shown in Figure 1.1 in addition to isolation valve a4, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d, it comprises a third isolation valve 14,14b, 14c, 14d, for each well. A relief valve 18 is also provided.

En annen layout er vist for brønnen forbundet med den mekaniske konnektoren 3c. Brønnen omfatter en produksjorisrørledning 40, som er forbundet med en nedihulls hydrokarbon-vann separator 13. Den omfatter også en mjeksjonsrørledning 42 forbundet med separatoren via en nedihulls pumpe 17. Den nedihulls pumpen 17 drives av en nedihulls turbinekspanderer 16. Turbinen 16 er forbundet med manifolden via brønnholdet (ventiltreet) 1, en injeksjonsstrupeventil 15 og en andre mekanisk konnektor 43. Another layout is shown for the well connected to the mechanical connector 3c. The well comprises a production pipeline 40, which is connected to a downhole hydrocarbon-water separator 13. It also comprises a production pipeline 42 connected to the separator via a downhole pump 17. The downhole pump 17 is driven by a downhole turbine expander 16. The turbine 16 is connected to the manifold via the well hold (valve tree) 1, an injection throttle valve 15 and a second mechanical connector 43.

I alle andre henseender er layouten i figur 2a identisk med den som er vist i figur la. In all other respects, the layout in Figure 2a is identical to that shown in Figure 1a.

Figur 2a illustrerer konseptet ifølge den foreliggende oppfinnelse med å kombinere hydrokarbonproduksjon og tilførsel av drivfluid (vann) til en (eller flere) nedihulls plasserte hydrauliske turbin-til-pumpe konvertere. Brønnfluid fra produksjonsreservoar 80 rutes via produksjonsrøret til den nedihulls hydrokarbon-vann separatoren 13.1 separatoren separeres hydrokarboner fra vann. En slik separator er kjent fra for eksempel WO 98/41304, og skal derfor ikke forklares i detalj her. Hydrokarboner fra separatoren strømmer til det undersjøiske produksjonsventiltre 1. Justering av produksjonsstrupeventil 2 tillater individuell kontroll av produksjonen fra brønnen som produseres til et felles samlerør 6a. Alle produksjonsfluider fra brønnene rutes til det første samlerøret 6a ved å sette isolasjonventilene 5a, 5b, 5c, 5d, i åpen posisjon og isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d, i lukket posisjon. Figure 2a illustrates the concept according to the present invention of combining hydrocarbon production and supply of drive fluid (water) to one (or more) downhole hydraulic turbine-to-pump converters. Well fluid from production reservoir 80 is routed via the production pipe to the downhole hydrocarbon-water separator 13.1 hydrocarbons are separated from water in the separator. Such a separator is known from, for example, WO 98/41304, and shall therefore not be explained in detail here. Hydrocarbons from the separator flow to the subsea production valve tree 1. Adjustment of the production throttle valve 2 allows individual control of the production from the well produced to a common header 6a. All production fluids from the wells are routed to the first header pipe 6a by setting the isolation valves 5a, 5b, 5c, 5d in the open position and the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d in the closed position.

Isolasjonsventilen 11 i det første samlerøret 6a settes til lukket posisjon, og tvinger derfor alle de produserte hydrokarbonene til å strømme via den første transportledningen 8a til en plattform eller til land for videre prosessering. The isolation valve 11 in the first header 6a is set to the closed position, and therefore forces all the produced hydrocarbons to flow via the first transport line 8a to a platform or to land for further processing.

Trykksatt drivfluid (vann) rutes via den andre transportledningen 8b til manifolden 41 og til det andre samlerøret 6b. Isolasjonsventil 14a, 14b, 14c, 14d er satt i åpen posisjon og tillater drivfluid å rutes fra det andre samlerøret 6b via injeksjonsstrupeventilen 15 til ventiltreet l's injeksjonsside, hvilket er av dualfunksjonstypen (egnet både for produksjon og injeksjon). Et produksjonssystem kan også bestå av en eller flere brønner som ikke har en nedihulls separator. I et slikt tilfelle er ikke ventilen 14 relevant. Drivfluidet rutes til den nedihulls turbinekspandereren 16, enten via ringlomme som dannes av produksjonsforirrgen og produksjonsrøret, eller ved en separat injeksjonsrørledning i et dualt kompletteringssystem. Vann som separeres fra hydrokarbonene i den nedihulls separatoren 13 rutes til en nedihulls pumpe 17. Denne pumpen drives mekanisk av turbinen, for eksempel via en aksling 44. Drivfluidet ekspanderer til trykket på pumpen 16's utløpsside, der det blandes med det separerte, produserte vannet og rutes inn i injeksjonsledningen for å avhendes i et reservoar 81, egnet for vanndeponering og/eller trykkunderstøttelse. Pressurized drive fluid (water) is routed via the second transport line 8b to the manifold 41 and to the second collector pipe 6b. Isolation valve 14a, 14b, 14c, 14d is set in the open position and allows drive fluid to be routed from the second manifold 6b via the injection throat valve 15 to the injection side of the valve tree 1, which is of the dual function type (suitable for both production and injection). A production system can also consist of one or more wells that do not have a downhole separator. In such a case, the valve 14 is not relevant. The drive fluid is routed to the downhole turbine expander 16, either via the annulus formed by the production baffle and the production pipe, or by a separate injection pipeline in a dual completion system. Water separated from the hydrocarbons in the downhole separator 13 is routed to a downhole pump 17. This pump is driven mechanically by the turbine, for example via a shaft 44. The drive fluid expands to the pressure on the pump 16's outlet side, where it mixes with the separated, produced water and is routed into the injection line to be disposed of in a reservoir 81, suitable for water deposition and/or pressure support.

Raten av drivfluid som tilføres turbinen reguleres ved å betjene injeksjonsstrupeventilen 15 plassert på sjøbunnen. For anvendelse sammen med en gravitasjonstype nedihulls separator 13, tilføres en passende rate av drivfluid for å opprettholde et på forhånd innstilt olje-vann grensnittnivå og/eller målinger av kvaliteten på det injiserte vannet. Dersom en nedihulls separator av hydrosyklontypen anvendes, kontrolleres denne enten ved flow-split (dvs. forholdet mellom overstrømnings- og innstrømningsratene) eller ved vannkuttmålinger i hydrokarbonutløpet. Den totale raten drivfluid tilført det andre samlerøret 6b reguleres for å oppnå et forhåndsinnstilt konstant trykk i det andre samlerøret 6b. Avlastningsventilen 18 kan, dersom dette er nødvendig, integreres i samlerøret 6b for å gjøre det mulig å slippe ut overflødig fluid til det omkringliggende sjøvannet. The rate of drive fluid supplied to the turbine is regulated by operating the injection throttle valve 15 located on the seabed. For use with a gravity-type downhole separator 13, an appropriate rate of drive fluid is supplied to maintain a preset oil-water interface level and/or measurements of the quality of the injected water. If a downhole separator of the hydrocyclone type is used, this is checked either by flow-split (i.e. the ratio between the overflow and inflow rates) or by water cut measurements in the hydrocarbon outlet. The total rate of drive fluid supplied to the second header 6b is regulated to achieve a preset constant pressure in the second header 6b. The relief valve 18 can, if necessary, be integrated into the collecting pipe 6b to make it possible to release excess fluid into the surrounding seawater.

Manifolden og brønnen i figur 2a kan også konfigureres til å produsere hydrokarboner på konvensjonell måte uten injeksjon. Ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, vil injeksjonen stenges av. Ved å åpne isolasjonsventil 4a, 4b, 4c, 4d, vil produksjonsfluidet føres inn i det andre samlerøret 6b og produksjonen vil finne sted på samme konvensjonelle måte som i figur la. The manifold and well in Figure 2a can also be configured to produce hydrocarbons conventionally without injection. By closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d, the injection will be shut off. By opening isolation valve 4a, 4b, 4c, 4d, the production fluid will be fed into the second collecting pipe 6b and production will take place in the same conventional way as in figure la.

Figur 2b viser en avvikende layout i forhold til figur 2a. Arrangementet av konnektorer 3a, 3b, 3c, 3d, ventiler 4a, 4b, 4c, 4d, 5a, 5b, 5c, 5d, og disses forbindelse med det første samlerøret 6a og det andre samlerøret 6b er det samme som i figur lb. I tillegg til dette er ventilene 14a og 14b forbundet med hverandre og med ledningen mellom ventil 4a og 4b. Ventilene 14c og 14d er forbundet med hverandre og ventil 4c og 4d på samme måte. Den andre konnektoren 43 erstattes med en vanlig konnektor 3c for produksjonslfuidledningen 40 og drivfluidledningen. I alle andre henseender er layouten i figur 2b identisk med layouten i figur 2a. Tilførsel av drivfluid forgrenes fra isolasjonsventilarrangementet, med isolasjonsventil 4d og 5d lukket, rutes til ventiltrærne via ventil 14c og multiboringskonnektoren 3c. Figur 2c er ytterligere avvikende fra layouten i figur 2b. Her er ventilene 14a og 14b forbundet med hverandre, men ikke med ledningen mellom ventil 4a og 4b. Det samme gjelder for ventil 14c og 14d. I alle andre henseender er layouten i figur 2c identisk med layouten i figur 2b. Drivfluid tilføres fra rørforbindelsen til det andre samlerøret 6b og rutes via ventilene 14a, 14b, 14c, 4d og multiboringskonnektoren til brønnene. Figur 3 er en utførelsesform som er en variant av den som er vist i figur 2b og illustrerer konseptet med å anvende en undersjøisk plassert hastighetskontrollert matepumpe 19. Drivfluid kan tilføres fra en plattform, fra land eller andre undersjøiske installasjoner. Pumpen er forbundet med det andre samlerøret via en avstengningsventil 60 på innløpssiden, en avstengningsventil 61 på utløpssiden og en konnektor 62. En bypass-ventil 63 er også anordnet for å muliggjøre bypass av drivfluid forbi matepumpen 19. Pumpen 19 er vist elektrisk drevet, men kan også drives ved hjelp av et hvilket som helst annet egnet middel. Figure 2b shows a different layout compared to Figure 2a. The arrangement of connectors 3a, 3b, 3c, 3d, valves 4a, 4b, 4c, 4d, 5a, 5b, 5c, 5d, and their connection with the first header 6a and the second header 6b is the same as in Figure 1b. In addition to this, the valves 14a and 14b are connected to each other and to the line between valve 4a and 4b. Valves 14c and 14d are connected to each other and valve 4c and 4d in the same way. The second connector 43 is replaced with a normal connector 3c for the production fluid line 40 and the drive fluid line. In all other respects, the layout in Figure 2b is identical to the layout in Figure 2a. The supply of driving fluid is branched from the isolation valve arrangement, with isolation valve 4d and 5d closed, routed to the valve trees via valve 14c and the multibore connector 3c. Figure 2c is further deviating from the layout in Figure 2b. Here, the valves 14a and 14b are connected to each other, but not to the line between valve 4a and 4b. The same applies to valve 14c and 14d. In all other respects, the layout in Figure 2c is identical to the layout in Figure 2b. Drive fluid is supplied from the pipe connection to the second collecting pipe 6b and is routed via the valves 14a, 14b, 14c, 4d and the multi-bore connector to the wells. Figure 3 is an embodiment which is a variant of that shown in Figure 2b and illustrates the concept of using a submarine-placed speed-controlled feed pump 19. Drive fluid can be supplied from a platform, from land or other underwater installations. The pump is connected to the second header pipe via a shut-off valve 60 on the inlet side, a shut-off valve 61 on the outlet side and a connector 62. A bypass valve 63 is also provided to enable bypass of driving fluid past the feed pump 19. The pump 19 is shown electrically driven, but may also be operated by any other suitable means.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Bypass-ventilen 63 vil i et slikt tilfelle være åpen, for å bypasse produksjonsfluidet forbi pumpe 19. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14, 14b, 14c, 14d, and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. In such a case, the bypass valve 63 will be open, to bypass the production fluid past pump 19.

Figur 4a er en ytterligere utførelsesform og illustrerer anvendelsen av undersjøisk plasserte hastighetskontrollert pumpe 19 forbundet med det andre samlerøret 6b i manifolden 41 for tilførsel av drivfluid som frittstående vann tatt fra en nedihulls vannkilde 82, via en formasjonsvarmledning 50, et vannproduksjons ventiltre 49, en rørledning 45, en konnektor 66 og en avstengningsventil 67. Matepumpen 23 anvendes for krafttilførsel til den nedihulls turbinen 16. Matepumpen 26 er vist elektrisk drevet, men kan også drives ved hjelp av et hvilket som helst annet egnet middel. En isolasjonsventil 21 er plassert i det andre samlerøret 6b og når denne er lukket forhindrer den drivfluid fra å strømme inn i den tilkoplede transportledningen 8b. Et forbindelsesrør 46 med en isolasjonsventil 22 forbinder de to samlerørene 6a og 6b. Med denne ventilen i åpen posisjon kan produserte hydrokarboner rutes fra det første samlerøret 6a inn i begge transportledningene 8a og 8b. Figure 4a is a further embodiment and illustrates the use of subsea speed-controlled pump 19 connected to the second header 6b in the manifold 41 for the supply of driving fluid such as stand-alone water taken from a downhole water source 82, via a formation heat line 50, a water production valve tree 49, a pipeline 45, a connector 66 and a shut-off valve 67. The feed pump 23 is used for power supply to the downhole turbine 16. The feed pump 26 is shown electrically driven, but can also be driven by any other suitable means. An isolation valve 21 is placed in the second collecting pipe 6b and when this is closed it prevents drive fluid from flowing into the connected transport line 8b. A connecting pipe 46 with an isolation valve 22 connects the two collecting pipes 6a and 6b. With this valve in the open position, produced hydrocarbons can be routed from the first collecting pipe 6a into both transport lines 8a and 8b.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og å åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventil 67 vil også lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpe 19. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d, and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. Isolation valve 67 will also be closed to prevent production fluid from entering pump 19.

Figur 4b illustrerer det samme konseptet som antydet i figur 4a, med en vanntilførsel tilført fra en nedihulls vannkilde 82. Vannopphentingssystemet omfatter en nedihulls pumpe 26, drevet av en nedihulls turbin 25 via en aksling 28. Turbinen mates med drivfluid via en drivfluidledning 52, som tilføres via en strupeventil 24. Figure 4b illustrates the same concept as indicated in Figure 4a, with a water supply supplied from a downhole water source 82. The water retrieval system comprises a downhole pump 26, driven by a downhole turbine 25 via a shaft 28. The turbine is fed with drive fluid via a drive fluid line 52, which supplied via a throttle valve 24.

Pumpen 26 mater formasjonsvann til havbunnen via en formasjons vannledning 50 og et vannproduksjons ventiltre 49. Vannet trykksettes ved en på havbunnen plassert hastighetskontrollert pumpe 23, forbundet med det andre samlerøret 6b via konnektoren 66 og avstengningsventilen 67, og er forbundet med formasjons vannledningen via konnektoren 66, en andre konnektor 68 og en andre avstengningsventil 69. The pump 26 feeds formation water to the seabed via a formation water line 50 and a water production valve tree 49. The water is pressurized by a speed-controlled pump 23 placed on the seabed, connected to the second collecting pipe 6b via the connector 66 and the shut-off valve 67, and is connected to the formation water line via the connector 66 , a second connector 68 and a second shut-off valve 69.

En delstrøm tas fra utløpssiden til den undersjøiske matepumpen 23 ved 51 og rutes til den nedihulls turbinen 25 via strupeventil 24, plassert på ventiltreet 49. Den nedihulls turbinen 25 driver den nedihulls pumpen 26 når drivfluidet ekspanderer til pumpens utløpstrykk på pumpen 26's utløpsside, der det blandet med formasjonsvannet og bringes til havbunnen, der fluidet igjen anvendes som drivfluid for produksjonsbrønnen. Dette alternativet er egnet når blanding av sjøvann og produsert vann vil forårsake problemer, for eksempel scaling. A partial flow is taken from the outlet side of the subsea feed pump 23 at 51 and routed to the downhole turbine 25 via throttle valve 24, located on the valve tree 49. The downhole turbine 25 drives the downhole pump 26 when the drive fluid expands to the pump's outlet pressure on the pump 26's outlet side, where mixed with the formation water and brought to the seabed, where the fluid is again used as drive fluid for the production well. This option is suitable when mixing seawater and produced water will cause problems, such as scaling.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23 eller turbinen 25. Strupeventil 24 kan også være i lukket posisjon. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. The isolation valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 23 or the turbine 25. Throttle valve 24 can also be in the closed position.

Figur 4c illustrerer en variant av konseptet beskrevet i figur 4b. Her anvendes et lukket sløyfesystem 53 for drivfluidet til den nedihulls turbinen 25 til pumpe 26 hydrauliske omformeren. En matepumpe 27 i det lukkede systemet 53 er elektrisk drevet, hastighetskontrollert og er plassert på havbunnen og integrert med det undersjøiske produksj onssystemet. Figure 4c illustrates a variant of the concept described in Figure 4b. Here, a closed loop system 53 is used for the drive fluid of the downhole turbine 25 to pump 26 hydraulic converter. A feed pump 27 in the closed system 53 is electrically driven, speed controlled and is located on the seabed and integrated with the subsea production system.

Den undersjøiske matepumpen 23 kan utelates dersom tilstrekkelig strømning og trykk kan genereres i det andre samlerøret 6b ved bruk av kun The subsea feed pump 23 can be omitted if sufficient flow and pressure can be generated in the second header 6b using only

formasjonsvanntilførselspumpen 26. Vanntilførselspumpen 26 kan også drives elektrisk i stedet for ved en drivfluidturbin. the formation water supply pump 26. The water supply pump 26 can also be driven electrically instead of by a drive fluid turbine.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23 eller turbinen 25. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d, and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. The isolation valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 23 or the turbine 25.

Figur 4d illustrerer et konsept med formasjonsvann tilført fra en vannkilde 82 ved bruk av en elektrisk drevet, neddykket pumpe 28 (ESP). ESPen er plassert nede i hullet og tilveiebringer tilstrekkelig trykk i det pumpede fluidet for sugesiden til matepumpen 23 som er plassert på havbunnen. For spesielle anvendelser (spesielt for dypvarmsutbygginger), kan formasjonsvann trekkes fra en vannbrønn og leveres til havbunnen ved et akseptabelt trykk for matepumpens sugeside, uten behov for nedihulls trykkøkning. Figure 4d illustrates a concept of formation water supplied from a water source 82 using an electrically driven submersible pump 28 (ESP). The ESP is located down in the hole and provides sufficient pressure in the pumped fluid for the suction side of the feed pump 23 which is located on the seabed. For special applications (especially for deep thermal developments), formation water can be drawn from a water well and delivered to the seabed at an acceptable pressure for the feed pump's suction side, without the need for downhole pressure increase.

Som i utførelsesformen i figur 4c er matepumpen forbundet med det andre samlerøret 6b via en konnektor 66 og en avstengningsventil 67, og formasjonsvannledningen 50 via konnektoren 66 og en avstengningsventil 69. As in the embodiment in Figure 4c, the feed pump is connected to the second collecting pipe 6b via a connector 66 and a shut-off valve 67, and the formation water line 50 via the connector 66 and a shut-off valve 69.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonens fluid kommer inn i pumpen 23. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. The isolation valve 67 will be closed to prevent the production fluid from entering the pump 23.

Figur 5 a er en videreutvikling og illustrerer anvendelsen av en undersjøisk plassert, hastighetskontrollert pumpe 19, forbundet med det andre samlerøret 6b i manifolden 41, for tilførsel av drivfluid som sjøvann tatt fra den omkringliggende sjøen via en rørledning 45, konnektor 64 og avstengningsventil 65. Faste stoffer og partikler fjernes ved bruk av en filteranordning 20 på pumpens sugeside. En isolasjonsventil 21 er plassert i det andre samlerøret 6b og når den er lukket forhindrer den drivfluid fra å komme inn i den tilknyttede transportledningen 8b. Et forbindelsesrør 46 med en isolasjonsventil 22 forbinder de to samlerørene 6a og 6b. Med denne ventilen i åpen posisjon kan de produserte hydrokarbonene rates fra det første samlerøret 6a inn i begge transportledningene 8a og 8b. Figure 5 a is a further development and illustrates the use of an underwater located, speed-controlled pump 19, connected to the second collecting pipe 6b in the manifold 41, for the supply of drive fluid such as seawater taken from the surrounding sea via a pipeline 45, connector 64 and shut-off valve 65. Solids and particles are removed using a filter device 20 on the suction side of the pump. An isolation valve 21 is placed in the second collecting pipe 6b and when it is closed it prevents drive fluid from entering the associated transport line 8b. A connecting pipe 46 with an isolation valve 22 connects the two collecting pipes 6a and 6b. With this valve in the open position, the produced hydrocarbons can be fed from the first collection pipe 6a into both transport lines 8a and 8b.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 19. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. The isolation valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 19.

Figur 5b illustrerer bruk av en åpen sløyfe der sjøvann anvendes som drivfluid, og er en avvikende utførelsesform i forhold til den som er vist i figur 5a. Filtrert sjøvann, filtrert av filteret 20, trekkes fra det omkringliggende sjøvannet, trykksettes ved en hastighetskontrollert elektrisk matepumpe 23 og leveres til det andre samlerøret 6b via en konnektor 66 og avstengningsventil 67. Fra det andre samlerøret 6b mates drivfluidet gjennom strupeventil 2 ned til den nedihulls turbinen 16 og i stedet for å blande vannet med injeksjonsvann, returneres dette gjennom returledningen 54, ved hvis ende 33 vannet slippes ut til omgivelsene. Figure 5b illustrates the use of an open loop where seawater is used as the driving fluid, and is a different embodiment compared to the one shown in Figure 5a. Filtered seawater, filtered by the filter 20, is drawn from the surrounding seawater, pressurized by a speed-controlled electric feed pump 23 and delivered to the second collector pipe 6b via a connector 66 and shut-off valve 67. From the second collector pipe 6b, the drive fluid is fed through throttle valve 2 down to the downhole the turbine 16 and instead of mixing the water with injection water, this is returned through the return line 54, at the end of which 33 the water is discharged to the surroundings.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventil 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23. Returledningen 54 kan også utstyres med en isolasjonsventil eller tilbakeslagsventil (ikke vist) for å unngå at sjøvann kommer inn i ledningen 54. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d, and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. Isolation valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 23. The return line 54 can also be equipped with an isolation valve or non-return valve (not shown) to prevent seawater from entering the line 54.

Figur 6 illustrerer et konsept med en lukket sløyfe for drivfluid. Her er hver brønn utstyrt med en ytterligere transportledning 54 for retur av drivfluid. En mekanisk konnektor 29 forbinder ledningen 54 med et tredje samlerør 30. Det tredje samlerøret kommuniserer med en matepumpe 23, via en konnektor 66 og en ledning 70. Figure 6 illustrates a concept with a closed loop for drive fluid. Here, each well is equipped with a further transport line 54 for the return of driving fluid. A mechanical connector 29 connects the line 54 to a third collecting pipe 30. The third collecting pipe communicates with a feed pump 23, via a connector 66 and a line 70.

Drivfluidet fra pumpen 23 rutes via konnektoren 66, en avstengningsventil 67 og det andre samlerøret 6b gjennom strupeventil 2, produksjonsventiltreet 1 på injeksjonssiden av treet og transporteres til den nedihulls turbinen 16 i et separat rør 52 eller i et ringrom dannet av foringen, produksjons- og drivfluidrøret. Drivfluidet returnerer etter turbinekspansjonsprosessen i returledningen 54 til det undersjøiske brønnhodet, som enten er et separat rør eller ringrommet, dersom dette ikke blir brukt for tilførsel av drivfluid. Fra returledningen leveres drivfluidet via den mekaniske konnektoren 29 til det tredje samlerøret 30 i manifolden. The driving fluid from the pump 23 is routed via the connector 66, a shut-off valve 67 and the second collecting pipe 6b through the throttle valve 2, the production valve tree 1 on the injection side of the tree and is transported to the downhole turbine 16 in a separate pipe 52 or in an annulus formed by the casing, production and the drive fluid pipe. The drive fluid returns after the turbine expansion process in the return line 54 to the subsea wellhead, which is either a separate pipe or the annulus, if this is not used for supply of drive fluid. From the return line, the drive fluid is delivered via the mechanical connector 29 to the third collecting pipe 30 in the manifold.

En akkumulatortank 31 er forbundet med ledningen 70 som fører fra konnektoren 66 til matepumpen 23's innløpsside, via en separat ledning 7. Akkumulatoren 31 kan også stå i kommunikasjon med en fluidkilde, for eksempel omkringliggende sjøvann, via en ledning 72, for å erstatte drivfluid som tapes på grunn av lekkasje eller av andre grunner. An accumulator tank 31 is connected to the line 70 leading from the connector 66 to the feed pump 23's inlet side, via a separate line 7. The accumulator 31 can also be in communication with a fluid source, for example surrounding seawater, via a line 72, to replace drive fluid which is lost due to leakage or for other reasons.

Drivfluidreturen fra alle brønnene rutes via det tredje samlerøret 30, fra hvilket det tilføres matepumpen 23, trykksettes og leveres til det andre samlerøret 6b. Det tredje samlerøret 30 kan være utstyrt med et inntak ved 57, utstyrt med en tilbakeslagsventil (ikke vist), som et alternativ til drivfluidtilførselen gjennom ledriing 72. The driving fluid return from all the wells is routed via the third collection pipe 30, from which it is supplied to the feed pump 23, pressurized and delivered to the second collection pipe 6b. The third collector pipe 30 may be provided with an intake at 57, equipped with a non-return valve (not shown), as an alternative to the driving fluid supply through guide ring 72.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge funksjonen til figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23. Here too, conventional production according to the function of Figure 1a can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. The isolation valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 23.

Figur 7 illustrerer bruk av produsert olje som drivfluid for et nedihulls hydraulisk undersjøisk pumpesystem (HSP). Det første samlerøret 6a står via ledningen 55, en avstengningsventil 73 og en konnektor 74 i kommunikasjon med en gass-væske separator 32, som i sin tur står i kommunikasjon med en matepumpe 23. Matepumpen 23 står i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b, via konnektoren 74 og avstengningsventilen 67, som i sin tur står i kommunikasjon med den nedihulls turbinekspandereren 16 via isolasjonsventilen 14c, den mekaniske konnektoren 43, strupeventil 15 og ventiltreet 1. Turbinen 16's utløpsside står i kommunikasjon med produksjonsledningen 40. Figure 7 illustrates the use of produced oil as a drive fluid for a downhole hydraulic subsea pump (HSP) system. The first collecting pipe 6a is in communication with a gas-liquid separator 32 via the line 55, a shut-off valve 73 and a connector 74, which in turn is in communication with a feed pump 23. The feeding pump 23 is in communication with the second collecting pipe 6b, via the connector 74 and the shut-off valve 67, which in turn is in communication with the downhole turbine expander 16 via the isolation valve 14c, the mechanical connector 43, the throttle valve 15 and the valve tree 1. The outlet side of the turbine 16 is in communication with the production line 40.

I ledningen 55 er også en isolasjonsventil 22 montert. An isolation valve 22 is also mounted in the line 55.

Gass-væske separatoren 32 er også forbundet med en gassledning 75, som via konnektoren 74 og en avstengningsventil 76 er forbundet med det andre samlerøret 6b på transportledningssiden til en avstengningsventil 21. The gas-liquid separator 32 is also connected to a gas line 75, which via the connector 74 and a shut-off valve 76 is connected to the second collector pipe 6b on the transport line side to a shut-off valve 21.

Isolasjonsventil 22 er satt i åpen posisjon, noe som tillater at noe av de produserte hydrokarbonene rutes til gass-væske separatoren 32.1 gass-væske separatoren 32 separeres gassen og transporteres til det andre samlerøret via ledningen 75. Avstengningsventilen 21 er lukket og gassen transporteres derfor gjennom transportledningen 8b. En egnet rate av separert olje tilføres matepumpen 23 og leveres trykksatt til det andre samlerøret 6b. Isolasjonsventilen 4c er lukket og isolasjonsventilen 14c er åpen. Drivfluidet rutes derved til injeksjonssiden av dualfunksjonventiltrærne via injeksjonsstrupeventilen 15. Når det forlater nedihulls turbinen 16 blandes drivfluidet med de produserte hydrokarbonene fra den nedihulls separatoren 13 og bringes til brønnhodet (ventiltre 1). Fra alle de produserende brønnene rutes hydrokarbonene til det første samlerøret 6a via den åpne isolasjonsventilen 5c og til slutt inn i den første transportledningen 8a, for å transporteres til en offshore installasjon eller til land. Isolation valve 22 is set in the open position, which allows some of the produced hydrocarbons to be routed to the gas-liquid separator 32. In the gas-liquid separator 32, the gas is separated and transported to the second collecting pipe via line 75. The shut-off valve 21 is closed and the gas is therefore transported through transport line 8b. A suitable rate of separated oil is supplied to the feed pump 23 and delivered under pressure to the second collection pipe 6b. Isolation valve 4c is closed and isolation valve 14c is open. The drive fluid is thereby routed to the injection side of the dual-function valve trees via the injection throttle valve 15. When it leaves the downhole turbine 16, the drive fluid is mixed with the produced hydrocarbons from the downhole separator 13 and brought to the wellhead (valve tree 1). From all the producing wells, the hydrocarbons are routed to the first collecting pipe 6a via the open isolation valve 5c and finally into the first transport line 8a, to be transported to an offshore installation or to land.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. En isolasjonsventil (ikke vist) kan også anordnes i ledningen 45 for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23. Isolasjonsventil 22 vil fortrinnsvis være i lukket posisjon, avstengningsventilen 67 vil være lukket for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23, og avstengningsventil 76 vil også være lukket for å unngå at produksjonsfluider kommer inn i gass-væske separator 32. Here too, conventional production according to figure la can be achieved by closing the isolation valves 14a, 14b, 14c, 14d, and opening the isolation valves 4a, 4b, 4c, 4d. An isolation valve (not shown) can also be arranged in the line 45 to prevent production fluid from entering the pump 23. Isolation valve 22 will preferably be in the closed position, the shut-off valve 67 will be closed to prevent production fluid from entering the pump 23, and the shut-off valve 76 will also be closed to avoid production fluids entering the gas-liquid separator 32.

Figur 8 illustrerer bruk av en enkel transportledning 8 i stedet for de to transportledningene 8a og 8b. Transportledningen 8 er forbundet med de to samlerørene 6a og 6b via en treveisventil 76. Treveisventilen er konstruert for å åpne kommunikasjon mellom enten de to samlerørene 6a og 6b og transportledningen 8.1 det andre samlerøret 6b er en avstengningsventil 21 anordnet. Figure 8 illustrates the use of a single transport line 8 instead of the two transport lines 8a and 8b. The transport line 8 is connected to the two collector pipes 6a and 6b via a three-way valve 76. The three-way valve is designed to open communication between either the two collector pipes 6a and 6b and the transport line 8.1 the other collector pipe 6b is a shut-off valve 21 arranged.

I den viste utførelsesformen er drivfluid tilført fra en undersjøisk vannproduserende brønn, på samme måte som vist i utførelsesformen i figur 4d, imidlertid er den nedihulls pumpen 28 utelatt. Drivfluidet tilføres også turbinen 16 og slippes ut i injeksjonsledningen 42 som beskrevet i figur 4d. Imidlertid skal det forstås at en hvilken som helst av de andre beskrevne utførelsesformene der drivfluid kan tilføres fra en nærliggende kilde kan anvendes sammen med konseptet med en enkelt transpotrledning. In the embodiment shown, driving fluid is supplied from an underwater water-producing well, in the same way as shown in the embodiment in Figure 4d, however, the downhole pump 28 is omitted. The drive fluid is also supplied to the turbine 16 and discharged into the injection line 42 as described in Figure 4d. However, it should be understood that any of the other described embodiments where drive fluid can be supplied from a nearby source can be used in conjunction with the concept of a single transpot line.

Under normal produksjon sammen med vanninjeksjon vil den treveis ventilen tilveiebringe kommunikasjon av produksjonsfluider fra det første samlerøret til transportledningen 8, og isolere det andre samlerøret 6b fra transportleclmng 8 og det første samlerøret 6a. Det andre samlerøret vil anvendes for tilførsel av drivfluid. During normal production together with water injection, the three-way valve will provide communication of production fluids from the first header pipe to the transport line 8, and isolate the second header pipe 6b from the transport leclmng 8 and the first header pipe 6a. The other collecting pipe will be used for the supply of drive fluid.

Det ovenfor forklarte arrangementet tillater bruk av kun en transportledning mellom havbunnen og plattformen eller fasilitetene på land. Dette vil muliggjøre betydelige kostnadsbesparelser. The arrangement explained above allows the use of only one transmission line between the seabed and the platform or facilities on land. This will enable significant cost savings.

Hovedgrunnen til å bruke to transportledninger har vært muligheten for å utføre såkalt rundpigging. Dette er et alternativ til å ha en piggutsender ved den ene enden av transportledningen og en piggmottaker ved den andre enden av transportledningen. Rundpiggingsprosedyren er en mye enklere og billigere måte å utføre den nødvendige piggingen på. The main reason for using two transport lines has been the possibility of carrying out so-called round spikes. This is an alternative to having a spike emitter at one end of the transport line and a spike receiver at the other end of the transport line. The round studding procedure is a much simpler and cheaper way of carrying out the necessary studding.

Selv om utførelsesformen i figur 8 har kun en fransportledning er det fremdeles mulig å utføre rundpigging. For å utføre dette, stoppes først produksjonen. Matepumpen 23 anvendes for å fylle transportledningen 8 med ventilen 21 åpen og ventilene 1 la og 1 lb lukket, og med produksjonsbrønnene avstengt. Pumpen 23 stenges så av, avstengningsventil 67 lukkes og den treveis ventilen settes i en posisjon som muliggjør kommunikasjon mellom transportledningen 8 og det andre samlerøret. og en pigg (ikke vist) sendes så ut fra plattformen eller fasiliteten på land. Fortrengt vann kan evakueres til omgivelsene, ned i de hydrokarbonproduserende brønnene, eller til en deponeringstank (ikke vist). Posisjonen til piggen i manifolden detekteres. Når piggen drives forbi vanninjeksjonsforgreningen 45, stoppes den. Ventil 1 la og 1 lb åpnes, ventilen 21 lukkes og ventil 76 åpnes for å tillate kommunikasjon mellom det første samlerøret 6a og transportledningen 8. Vannmatepumpen 23 startes og driver piggen gjennom forbindelsesrøret 9, inn i det første samlerøret 6a, forbi ventilen lia. Ventilen lia lukkes så og brønnene åpnes for produksjon inn i det første samlerøret 6a. Produksjonsfluidene skyver piggen tilbake gjennom ventil 76 og transportledningen 8, tilbake Ul moderfasiliteten. Normal produksjon gjenopptas. Even if the embodiment in Figure 8 only has a flanged line, it is still possible to carry out round spikes. To do this, production is first stopped. The feed pump 23 is used to fill the transport line 8 with the valve 21 open and the valves 1 la and 1 lb closed, and with the production wells shut off. The pump 23 is then shut off, the shut-off valve 67 is closed and the three-way valve is set in a position which enables communication between the transport line 8 and the second collecting pipe. and a spike (not shown) is then sent out from the platform or onshore facility. Displaced water can be evacuated to the surroundings, down into the hydrocarbon-producing wells, or to a disposal tank (not shown). The position of the spike in the manifold is detected. When the spike is driven past the water injection manifold 45, it is stopped. Valve 1 la and 1 lb are opened, valve 21 is closed and valve 76 is opened to allow communication between the first header 6a and the transport line 8. The water feed pump 23 is started and drives the spike through the connecting pipe 9, into the first header 6a, past valve 1a. The valve 11a is then closed and the wells are opened for production into the first collecting pipe 6a. The production fluids push the spike back through valve 76 and transport line 8, back into the parent facility. Normal production resumes.

Transportledningen 8 kan være en enkel, integrert transpotrledning, kraftkabel og service-umibilikal forbundet med det undersjøiske produksjonssystemet som anvender nedihulls separasjon og vanninjeksjon. The transport line 8 may be a simple, integrated transport line, power cable and service umbilical connected to the subsea production system using downhole separation and water injection.

Figur 9a viser en konvensjonell fremgangsmåte for å tilveiebringe gassløft i en hydrokarbonproduserende brønn. Gassen tilføres fra et fjerntliggende sted gjennom en separat ledning 83, som kan være en del av en umbillical. Ledningen 83 er forbundet med et tredje samlerør 85 via en konnektor 84. Det tredje samlerøret 85 er ved den motsatte enden forbundet med en ytterligere konnektor 86, og kan være forbundet gjennom denne med ytterligere manifolder. Figure 9a shows a conventional method for providing gas lift in a hydrocarbon producing well. The gas is supplied from a remote location through a separate conduit 83, which may be part of an umbilical. The line 83 is connected to a third collector pipe 85 via a connector 84. The third collector pipe 85 is connected at the opposite end to a further connector 86, and can be connected through this to further manifolds.

Vi konnektoren 3c er det tredje samlerøret 85 forbundet med strupeventil 87 og videre, via ventiltre 1, med en gassledning 88, som i sin tur er forbundet med produksjonsrøret 40, for å transportere gass inn i produksjonsrøret 40. At the connector 3c, the third collecting pipe 85 is connected to the throttle valve 87 and further, via valve tree 1, to a gas line 88, which in turn is connected to the production pipe 40, to transport gas into the production pipe 40.

De delene av figur 9a som ikke er spesifikt beskrevet, er identiske med figur 2a. The parts of Figure 9a that are not specifically described are identical to Figure 2a.

Figur 9b illustrerer et alternativt gasstilførselsarrangement for gassløft i sammenheng med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Gass tilføres fra et fjerntliggende sted gjennom et gassrør 83. Gassen avgrenes før den lukkede avstengningsventilen 21 og føres gjennom en avstengningsventil 89 til et tredje samlerør 85, og videre gjennom en konnektor 3c, strupeventil 87 og gassledning 88 til produksjonsrøret 40. Figure 9b illustrates an alternative gas supply arrangement for gas lift in connection with an embodiment of the present invention. Gas is supplied from a remote location through a gas pipe 83. The gas is branched off before the closed shut-off valve 21 and is led through a shut-off valve 89 to a third collecting pipe 85, and further through a connector 3c, throttle valve 87 and gas line 88 to the production pipe 40.

Tilførsel av drivfluid til den nedihulls turbinen 16 transporteres gjennom det andre samlerøret 6b på den andre siden av den lukkede avstengningsventilen 21 fra gasstilførselen. I alle andre henseender er layouten identisk med figur 2a. The supply of driving fluid to the downhole turbine 16 is transported through the second collecting pipe 6b on the other side of the closed shut-off valve 21 from the gas supply. In all other respects, the layout is identical to Figure 2a.

I motsetning til arrangementet i figur 9a er det, ved arrangement i figur 9b, mulig å utføre gassløft kun med to transportledninger 8a og 8b, forbundet med manifolden. In contrast to the arrangement in Figure 9a, with the arrangement in Figure 9b, it is possible to carry out gas lift only with two transport lines 8a and 8b, connected to the manifold.

Figur 9c illustrerer bruk av en lokal gassløft resirkuleirngssløyfe på produksjonsområdet. Konseptet er illustrert i sammenheng med vanninjeksjon, men er relevant også ved konvensjonell produksjon. Brønnfluid rutes fra det første samlerøret 6a, med isolasjonsventil 102 lukket, gjennom en avstengningsventil 90c og en konnektor 91 til en gass-væske separator 92. Væskefasen returneres gjennom konnektor 91 og en avstengningsventil 90d til det første samlerøret ved den nedstrøms siden av ventilen 102 og strømmer ved trykk til moderfasiliteten via den første transportledningen 8a. En egnet rate gass ekstraheres fra separatoren 92 og trykksettes ved hjelp av en hastighetskontrollert kompressor 93 og leveres gjennom konnektoren 91 og en avstengningsventil 90a til et tredje samlerør 85. Resten av gassen føres gjennom en isolasjonsventil 94, konnektoren 91 og en avstengningsventil 90b til den andre transportledningen 8b på den nedstrøms siden av den lukkede ventilen 21 og transporteres til moderfasiliteten. Gassen i det tredje samlerøret 85 distribueres herfra til de individuelle brønnene ved bruk av en strupeventil 87 plassert på ventiltreet eller på manifolden. Konseptet kan også omfatte re-sirkuleringssløyfer på kompressoren eller i manifolden. Figure 9c illustrates the use of a local gas lift recycling loop in the production area. The concept is illustrated in connection with water injection, but is also relevant for conventional production. Well fluid is routed from the first header 6a, with isolation valve 102 closed, through a shut-off valve 90c and a connector 91 to a gas-liquid separator 92. The liquid phase is returned through connector 91 and a shut-off valve 90d to the first header at the downstream side of the valve 102 and flows under pressure to the parent facility via the first transport line 8a. A suitable rate of gas is extracted from the separator 92 and pressurized by means of a speed-controlled compressor 93 and delivered through the connector 91 and a shut-off valve 90a to a third manifold 85. The rest of the gas is passed through an isolation valve 94, the connector 91 and a shut-off valve 90b to the other the transport line 8b on the downstream side of the closed valve 21 and is transported to the parent facility. The gas in the third collecting pipe 85 is distributed from here to the individual wells using a throttle valve 87 placed on the valve tree or on the manifold. The concept can also include recirculation loops on the compressor or in the manifold.

Figur 10a viser drivfluid tilført gjennom det andre samlerøret 6a, gjennom konnektoren 3c, strupeventilen 15 og ventiltre 1 til en turbin 95. Turbinen 95 driver, via en aksling, en pumpe 96 for å pumpe produksjonsfluid for å tilveiebringe kunstig løft. Figure 10a shows drive fluid supplied through the second header 6a, through the connector 3c, throttle valve 15 and valve tree 1 to a turbine 95. The turbine 95 drives, via a shaft, a pump 96 to pump production fluid to provide artificial lift.

Fra turbinen 95 føres drivfluidet til turbinen 16, driver pumpen 17 som pumper det separerte vannet. Etter at det forlater turbinen 16, blandet driwannet med det separerte vamiet og injiseres i en injeksjonsformasjon 81. From the turbine 95, the driving fluid is fed to the turbine 16, driving the pump 17 which pumps the separated water. After it leaves the turbine 16, the driwannet mixes with the separated vami and is injected into an injection formation 81.

Drivfluid kan alternativt tilføres først til turbinen 17 og så rutes til turbinen 95. Når to turbiner er koplet i serie, vil turbinen som anvendes for å trykksette produksjonsfluidet konstrueres til å gi en egnet trykkøkning, mens den som injiserer vann opereres med hensyn på å opprettholde separatorytelsene, idet kontrollen av den sistnevnte kommer foran førstnevnte. Drive fluid can alternatively be supplied first to the turbine 17 and then routed to the turbine 95. When two turbines are connected in series, the turbine used to pressurize the production fluid will be designed to provide a suitable pressure increase, while the one that injects water is operated with regard to maintaining the separator performances, the control of the latter coming before the former.

Figur 10b viser en avvikende utførelsesform av den som er vist i figur 10a. Driwannet fra det andre samlerøret 6b splittes ved 103. En første del av vannet føres gjennom strupeventilen 15 og ventiltre 1 til turbinen 16, og driver pumpe 17 som pumper separert varm. En andre del av driwannet føres gjennom en andre strupeventil 104 og ventiltreet 1 til turbinen 95, og driver pumpen 96 som pumper produksjonsfluid. Vannet fra Figure 10b shows a deviating embodiment from that shown in Figure 10a. The dry water from the second collecting pipe 6b splits at 103. A first part of the water is led through the throttle valve 15 and valve tree 1 to the turbine 16, and drives pump 17 which pumps separated hot. A second part of the driwannet is passed through a second throttle valve 104 and the valve tree 1 to the turbine 95, and drives the pump 96 which pumps production fluid. Watered from

turbinen 16 og turbinen 95 blandes med det separerte vannet og injiseres i formasjonen 81. Som et alternativ kan vannet fra utløpssiden til en av turbinene rutes til innløpssiden til den andre. turbine 16 and turbine 95 are mixed with the separated water and injected into formation 81. Alternatively, the water from the outlet side of one of the turbines can be routed to the inlet side of the other.

Figur 10c viser en utførelsesform av oppfinnelsen med både gassløft og pumping av produksjonsfluid. Gassløft tilveiebringes som vist i figur 9a, men kan like godt tilveiebringes på den måte som er vist i figur 9b eller 9c. Figure 10c shows an embodiment of the invention with both gas lift and pumping of production fluid. Gas lift is provided as shown in Figure 9a, but can just as well be provided in the manner shown in Figure 9b or 9c.

Driwannet føres gjennom strupeventilen 15 og ventiltreet 1. Ved 105 splittes vannet. En første del av vannet føres ned til turbinen 16, og driver pumpen som pumper separert vann. En andre del av driwannet føres gjennom en kontrollventil 97 og til turbinen 95, og driver pumpe 96 som pumper produksjonsfluid. Vannet fra turbinene 16 og 95 blandes med det separerte vannet og injiseres i formasjonen 81.1 stedet for kontrollventilen 97 kan også en fast innsnevring benyttes. The dry water is passed through the throttle valve 15 and the valve tree 1. At 105 the water splits. A first part of the water is led down to the turbine 16, and drives the pump that pumps separated water. A second part of the driwannet is passed through a control valve 97 and to the turbine 95, and drives pump 96 which pumps production fluid. The water from the turbines 16 and 95 is mixed with the separated water and injected into the formation 81.1 instead of the control valve 97, a fixed constriction can also be used.

Passende flow-split ved 105 kan også oppnås ved konstruksjon av turbinvinger, trinn, innløpsrør og begrensningsåpninger. Den viste nedihulls hydraulisk eller elektrisk betjente kontrollventilen 97 kan, sammen med strupeventilen 15, kontrollere forholdet og mengden drivfluid som tilføres de to turbinene og derved gjøre kontroll av tiykkøkningen i produksjonsfluidet lettere, uavhengig av kontrollen med injeksjon av vann. Gassløft kan også anvendes for kunstig løft i kombinasjon med trykkøkning i oljen til havbunnen, som forklart ovenfor. Figur 1 la illustrerer bruk av et multifase (gass-olje-vann) nedihulls separasjonssystem. Brønnfluid strømmer inn i en gass-væske separator 98 der gassfasen trekkes ut og rutes gjennom ledningen 99, forbi olje-vann separatoren 13 i et rør til en nedstrøms gass-væske scrubber 100. Væske innblandet i gasstrømmen separeres ved bruk av en høy g-kraft og rutes tilbake til separatoren 13 gjennom ledningen 101. Scrubberen 100 er plassert på et egnet forhøyet nivå som tillater væsken å dreneres ved gravitasjon gjennom ledningen 101 inn i olje-vann separatoren 13. Den rene gassen injiseres inn i oljefasen i produksjonsledningen 40 for å strømme til brønnhode 1. Optimal ytelse krever et brønntrykkbalansert system. Når vanninnblandingen i olje ikke er kritisk, kan scrubber-trinnet sammen med dreneringsrøret utelates. Figur 11b viser en totrinns multifase (gass-vann-olje) nedihulls separasjon uten gass-scrubber. Produksjonsfluidet føres inn i gass-væske separator 98, i hvilken gassen separeres fra væsken. Gassen føres gjennom et rør 99 og inn i produksjonsledningen 40, der den anvendes for gassløft. Væsken føres inn i en olje-vann separator 13, der oljen separeres til produksjonsledningen 40 og vannet separeres for å trykksettes av pumpen 17 og injiseres sammen med driwann fra turbinen 16. Suitable flow-split at 105 can also be achieved by the construction of turbine blades, stages, inlet pipes and restriction openings. The shown downhole hydraulically or electrically operated control valve 97 can, together with the throttle valve 15, control the ratio and amount of drive fluid supplied to the two turbines and thereby make control of the increase in thickness in the production fluid easier, independent of the control with injection of water. Gas lift can also be used for artificial lift in combination with pressure increase in the oil to the seabed, as explained above. Figure 1 la illustrates the use of a multiphase (gas-oil-water) downhole separation system. Well fluid flows into a gas-liquid separator 98 where the gas phase is extracted and routed through line 99, past the oil-water separator 13 in a pipe to a downstream gas-liquid scrubber 100. Liquid mixed in the gas stream is separated using a high g- power and routed back to the separator 13 through the line 101. The scrubber 100 is located at a suitable elevated level which allows the liquid to drain by gravity through the line 101 into the oil-water separator 13. The clean gas is injected into the oil phase of the production line 40 to flow to wellhead 1. Optimal performance requires a well pressure balanced system. When the mixing of water in oil is not critical, the scrubber step together with the drainage pipe can be omitted. Figure 11b shows a two-stage multiphase (gas-water-oil) downhole separation without a gas scrubber. The production fluid is fed into the gas-liquid separator 98, in which the gas is separated from the liquid. The gas is led through a pipe 99 and into the production line 40, where it is used for gas lift. The liquid is fed into an oil-water separator 13, where the oil is separated to the production line 40 and the water is separated to be pressurized by the pump 17 and injected together with drive water from the turbine 16.

En nedihulls turbin-til-pumpe hydraulisk omformer kan også anvendes i forbindelse med utførelsesformen i figur 1 la og 1 lb. Pumpen kan plasseres før gass-væske separatoren 98, mellom gass-væske separatoren 98 og væske-væske separatoren 13 eller etter væske-væske separatoren 13. A downhole turbine-to-pump hydraulic converter can also be used in connection with the embodiment in figures 1 la and 1 lb. The pump can be placed before the gas-liquid separator 98, between the gas-liquid separator 98 and the liquid-liquid separator 13 or after the liquid-liquid separator 13.

Figur lic illustrerer bruk av et totrinns nedihulls gass-væske separasjonssystem. Figure 1c illustrates use of a two-stage downhole gas-liquid separation system.

Brønnfluid strømmer inn i en gass-væske separator 98 der gassfasen tas ut og rutes i et rør 99 til en gass-væske scrubber 100. Væske innblandet i gasstrømmen separeres ved bruk av høy g-kraft. Scrubberen 100 plasseres ved et egnet forhøyet nivå som tillater væsken å dreneres ved gravitasjon gjennom et rør 101 oppstrøms av gass-væske separatoren 98, og kan bestå av et eller flere separasjonstrinn. Tørr gass kommer ut av scrubberen 100 og strømmer til brønnhode 1, enten i produksjonsrør 40 eller i et ringrom dannet av foringen og produksjonsrøret. Vann tas fra separatoren 98, trykksettes av pumpe 17 og injiseres sammen med drivfluidet som kommer ut fra turbinen 16. Optimal ytelse krever et godt trykkbalansert system. Separasjonssystemet er også anvendelig når kondensat skal re-injiseres tilbake til formasjonen. Denne utførelsesformen er å foretrekke for brønner som hovedsakelige produserer gass, men lite olje. Well fluid flows into a gas-liquid separator 98 where the gas phase is taken out and routed in a pipe 99 to a gas-liquid scrubber 100. Liquid mixed in the gas stream is separated using high g-force. The scrubber 100 is placed at a suitable elevated level which allows the liquid to be drained by gravity through a pipe 101 upstream of the gas-liquid separator 98, and may consist of one or more separation stages. Dry gas comes out of the scrubber 100 and flows to wellhead 1, either in production pipe 40 or in an annulus formed by the casing and production pipe. Water is taken from the separator 98, pressurized by pump 17 and injected together with the drive fluid that comes out of the turbine 16. Optimum performance requires a well pressure-balanced system. The separation system is also applicable when condensate is to be re-injected back into the formation. This embodiment is preferable for wells that mainly produce gas but little oil.

Separatorene kan være en av de typene som er beskrevet i norsk patentsøknad nr. 2000 0816 av samme søker. The separators can be one of the types described in Norwegian patent application no. 2000 0816 by the same applicant.

For alle de illustrerte utførelsesformene av den foreliggende oppfinnelse kan en ytterligere ledning (ikke vist) og en ytterligere isolasjonsventil (ikke vist) være anordnet for å gjøre det mulig å rute produksjonen gjennom det andre samlerøret og drivfluidet og/eller injeksjonsfluidet gjennom det første samlerøret. For all of the illustrated embodiments of the present invention, an additional line (not shown) and an additional isolation valve (not shown) may be provided to enable the production to be routed through the second header and the drive fluid and/or injection fluid through the first header.

I stedet for å injisere vann inn i formasjonen, kan vannet også transporteres til overflaten i returledningen 54 eller i en separat ledning (ikke vist) for etterfølgende prosessering og/eller deponering. Instead of injecting water into the formation, the water may also be transported to the surface in the return line 54 or in a separate line (not shown) for subsequent processing and/or disposal.

Alle de beskrevne produksjonsalternativene kan utvikles etter behov til å inkludere undersjøiske prosessutstyr for gass-væske separasjon, ytterligere hydrokarbon-vann separasjon ved bruk av elektrostatisk koalesens, enkeltfase væskepumping, enkeltfase gasskompresjon og multifase pumping. I tilfelle av undersjøisk gass-væske separasjon kan gass rutes til en transportledning mens væsken rutes til den andre. En hvilken som helst av konnektorene kan være av horisontal eller vertikal type. Retur- og tilførselsledninger kan rutes gjennom en felles multimålingskonnektor eller være fordelt ved bruk av uavhengige konnektorer. All of the described production options can be developed as needed to include subsea process equipment for gas-liquid separation, further hydrocarbon-water separation using electrostatic coalescence, single-phase liquid pumping, single-phase gas compression and multiphase pumping. In the case of subsea gas-liquid separation, gas can be routed to one transport line while liquid is routed to the other. Any of the connectors may be of the horizontal or vertical type. Return and supply lines can be routed through a common multimeter connector or be distributed using independent connectors.

Strupeventiler kan være plassert på ventiltreet som vist i de medfølgende figurer, men kan også plasseres på manifolden. Ventilene kan, dersom det kreves, være uavhengig gjenopphentbare enheter. Strupeventiler på havbunnen er normalt hydraulisk betjente, men kan også være elektrisk betjente for anvendelser der hurtig respons behøves. Throttle valves can be placed on the valve tree as shown in the accompanying figures, but can also be placed on the manifold. The valves can, if required, be independently recoverable units. Throttle valves on the seabed are normally hydraulically operated, but can also be electrically operated for applications where a quick response is required.

Elektrisk betjente pumper er ikke illustrert i de medfølgende figurene med Electrically operated pumps are not illustrated in the accompanying figures with

hjelpesystemer for re-sirkulering, trykkompensasjon og re-fylling. Kun en pumpe er vist for hvert funksjonelle behov. Imidlertid, avhengig av strørnningsrater, trykkøkning eller drivarrangement, kan flere pumper forbundet i parallell eller serie være hensiktsmessig. auxiliary systems for re-circulation, pressure compensation and re-filling. Only one pump is shown for each functional need. However, depending on flow rates, pressure rise or drive arrangement, several pumps connected in parallel or series may be appropriate.

Den foreliggende oppfinnelse er også ment å inkludere en hvilken som helst fungerende kombinasjon av utførelsesformene vist her. The present invention is also intended to include any working combination of the embodiments shown herein.

Claims (4)

1. Fremgangsmåte for å styre en nedihulls separator (13) i en undervanns brønn, for separering av hydrokarboner og vann, ved at pumperaten for separert vann styres av tilført drivfluid til en hydraulisk turbin-til-pumpe konverterer (16,17), der kontrollen er basert på målinger av vannivå i separatoren (13), strømningsdeling (flow-split) eller olje og/eller vanninnblanding i de separerte fasene, idet hydrokarbonene forlater separatoren (13) og strømmer gjennom et ventiltre (1) for brønnen og et første samlerør (6a) i en manifold, som er plassert på havbunnen, og drivfluidet anvendes for å drive den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe konvertereren (16,17), der pumpen (17) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe konvertereren (16,17) pumper separert vann, karakterisert ved at drivfluidet for den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe konvertereren (16,17) mates gjennom et andre samlerør (6b) i manifolden, en justerbar ventil (15) og ventiltreet (1) til turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe konvertereren (16,17).1. Method for controlling a downhole separator (13) in an underwater well, for separating hydrocarbons and water, in that the pump rate for separated water is controlled by supplied drive fluid to a hydraulic turbine-to-pump converter (16,17), where the control is based on measurements of the water level in the separator (13), flow-split or oil and/or water mixing in the separated phases, the hydrocarbons leaving the separator (13) and flowing through a valve tree (1) for the well and a first collecting pipe ( 6a) in a manifold, which is placed on the seabed, and the driving fluid is used to drive the downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16,17), where the pump (17) in the downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16 ,17) pumps separated water, characterized in that the driving fluid for the downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16,17) is fed through a second collecting pipe (6b) in the manifold, an adjustable valve (15) and the valve tree (1) to the turbine (16) in the downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16,17). 2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at trykket i drivfluidet styres av en matepumpe (19,23) i kommunikasjon med det andre samlerøret (6b).2. Method according to claim 1, characterized in that the pressure in the drive fluid is controlled by a feed pump (19,23) in communication with the second collection pipe (6b). 3. Arrangement for å styre en nedihulls separator (13) i en undervannsbrønn, for separering av hydrokarboner og vann, omfattende en manifold på havbunnen med et første (6a) og et andre (6b) samlerør og isolasjonsventiler (4c, 4d, 5c, 5d) for å isolere det første (6a) eller det andre (6b) samlerøret fra respektive brønner, idet minst det første samlerøret (6a) står i selektiv fluidkommunikasjon, via en respektive justerbar ventil (2) og et respektivt ventiltre (1), med respektive hydrokarbontrarisportledninger (40) i brønnene, for transport av hydrokarboner, der minst én av brønnene har en nedihulls separator (13) for å separere hydrokarboner og vann og en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe konverterer (16, 17) for å pumpe separert vann, karakterisert ved a t det andre samlerøret (6b) står i fluidkommunikasjon med en drivfluidkilde, og via en justerbar drivfluidventil (15) i videre kommunikasjon med turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe konvertereren (16,17).3. Arrangement for controlling a downhole separator (13) in a subsea well, for separating hydrocarbons and water, comprising a manifold on the seabed with a first (6a) and a second (6b) header pipe and isolation valves (4c, 4d, 5c, 5d) to isolate the first (6a) or the second (6b) collecting pipe from respective wells, with at least the first collecting pipe (6a) being in selective fluid communication, via a respective adjustable valve (2) and a respective valve tree (1), with respective hydrocarbon trarisport lines (40) in the wells, for transporting hydrocarbons, wherein at least one of the wells has a downhole separator (13) for separating hydrocarbons and water and a downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16, 17) for pumping separated water , characterized in that the second collecting pipe (6b) is in fluid communication with a drive fluid source, and via an adjustable drive fluid valve (15) in further communication with the turbine (16) in the downhole hydraulic turbine-to-pump converter (16,17). 4. Arrangement ifølge krav 3, karakterisert ved aten matepumpe (19, 23) er koblet til det andre samlerøret (6b), for trykksetting av drivfluidet.4. Arrangement according to claim 3, characterized in that the feed pump (19, 23) is connected to the second collecting pipe (6b), for pressurizing the drive fluid.
NO20005562A 2000-11-03 2000-11-03 Method and arrangement for controlling a downhole separator NO313768B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20005562A NO313768B1 (en) 2000-11-03 2000-11-03 Method and arrangement for controlling a downhole separator

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20005562A NO313768B1 (en) 2000-11-03 2000-11-03 Method and arrangement for controlling a downhole separator

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20005562D0 NO20005562D0 (en) 2000-11-03
NO20005562L NO20005562L (en) 2001-09-21
NO313768B1 true NO313768B1 (en) 2002-11-25

Family

ID=19911758

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20005562A NO313768B1 (en) 2000-11-03 2000-11-03 Method and arrangement for controlling a downhole separator

Country Status (1)

Country Link
NO (1) NO313768B1 (en)

Also Published As

Publication number Publication date
NO20005562L (en) 2001-09-21
NO20005562D0 (en) 2000-11-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP1266123B1 (en) Subsea production system
US7152681B2 (en) Method and arrangement for treatment of fluid
EP1518595B1 (en) Subsea well production flow and separation system
CA2563738C (en) System and vessel for supporting offshore fields
AU2011245498B2 (en) Method of retrofitting subsea equipment with separation and boosting
EP2198120B1 (en) Pumping module and system
NO343992B1 (en) Submarine pumping devices and method for pumping fluid from a first receiver to a second receiver of a subsea production system on a seabed.
NO330148B1 (en) Method and apparatus for varying the density of drilling mud using deep water oil drilling.
GB2419924A (en) Multiphase pumping system
US8919449B2 (en) Offshore drilling and production systems and methods
NO330791B1 (en) Method and apparatus for producing gas and oil from an underground zone to the surface through a wellbore
WO2003033867A2 (en) A system and method for injecting gas into a hydrocarbon reservoir
CN111197470A (en) Deep sea natural gas hydrate non-riser exploration system and method
GB2257449A (en) Oil well production system.
NO313768B1 (en) Method and arrangement for controlling a downhole separator
NO313060B1 (en) Process and sea-based plant for the treatment and handling of hydrocarbons
CN209838382U (en) Deep sea natural gas hydrate water-riser-free exploration system
NO314100B1 (en) Method and arrangement for controlling downhole separator
Wu et al. Applying Subsea Fluid-Processing Technologies for Deepwater Operations
NO315576B1 (en) Procedure for Carrying a Submarine Manifold and a Submarine Petroleum Production Arrangement
Parshall Brazil Parque das Conchas Project Sets Subsea Separation, Pumping Milestone
WO2014031728A1 (en) System and method for separating fluid produced from a wellbore
NO314098B1 (en) Process and arrangement for reservoir fluid production
Bybee An Ultradeepwater Heavy-Oil Development Offshore Brazil
Dover et al. The Highlander Field-One Year's Operating Experience

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees