NO315576B1

NO315576B1 - Procedure for Carrying a Submarine Manifold and a Submarine Petroleum Production Arrangement

Info

Publication number: NO315576B1
Application number: NO20005561A
Authority: NO
Inventors: Geir Inge Olsen
Original assignee: Kvaerner Oilfield Prod As
Priority date: 2000-11-03
Filing date: 2000-11-03
Publication date: 2003-09-22
Also published as: NO20005561L; NO20005561D0

Abstract

Fremgangsmåte og arrangement for å utføre pigging av en undersjøisk manifold omfattende et første (6a) og et andre (6b) samlerør som stå i selektiv kommunikasjon med hverandre ved en først ende. En enkel transportledning (8) står i selektiv kommunikasjon med det første (6a) og det andre (6b) samlerøret ved den andre enden. En pigg føres inn i transportledningen (8) og ledes inn i det første samlerøret (6a). Piggen føres deretter inn i det andre samlerøret (6b) og til slutt inn i trensportledningen (8).Method and arrangement for performing pigging of a subsea manifold comprising a first (6a) and a second (6b) manifold which are in selective communication with each other at a first end. A single transport line (8) is in selective communication with the first (6a) and the second (6b) manifold at the other end. A spike is inserted into the transport line (8) and led into the first manifold (6a). The spike is then inserted into the second manifold (6b) and finally into the transport line (8).

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å utføre pigging av en undersjøisk manifold i følge ingressen til krav 1 og et undersjøisk petroleums-produksjonsarrangement i følge ingressen til krav 4. The present invention relates to a method for carrying out spiking of a subsea manifold according to the preamble to claim 1 and a subsea petroleum production arrangement according to the preamble to claim 4.

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 kraftforbrukende enhetene. 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 power consuming units. Hydraulic power must be made locally available at the subsea production unit to operate equipment on the seabed or downhole.

Et undersjøisk produksjonssystem av cluster-typen omfatter typisk individuelle satelitt-trær, anordnet rundt og forbundet med en sentral manifold ved hjelp av individuelle transportledningsforbindelser. Et brønnramme undersjøisk produksjonssystem består av et kompakt (løselig 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 brannrammer 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 a 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 fire 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, multifasestrømningsmålergrensesnitt, sanddeteksjon og ventilposi sj onsindikasj on. 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 functions can also be included, such as spike detection, multiphase flow meter interface, sand detection and valve position indication.

Et alternativ er også å inkludere tre kontrollmoduler i manifolden. Dette kan eliminere behovet for en tilpasset manifoldkontrollmodul, siden trekontrollmodulene kan kontrollere og overvåke manifoldfunksjonene. Igjen er dette avhengig av den totale kontrolliflosofien, antall funksjoner og signalveisavstanden. An alternative is also to include three control modules in the manifold. This can eliminate the need for a custom 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.

Fre GB 2281925 er det kjent en manifold med to eller tre samlerør, der hver av samlerørene er tilknyttet en transportledning. Det er også beskrevet rundpigging der piggen føres inn i den ene transportledningen og går via en piggledning til den andre transportledningen. Det er det ikke mulig å utføre pigging av manifolden. Piggen kan kun kjøres gjennom transportledningene og piggledningen. Det er hverken beskrevet eller antydet pigging av manifolden. From GB 2281925, a manifold with two or three collecting pipes is known, where each of the collecting pipes is connected to a transport line. Round spiking is also described, where the spike is fed into one transport line and goes via a spiked line to the other transport line. It is not possible to spike the manifold. The spike can only be driven through the transport lines and the spike line. Spikeing of the manifold is neither described nor implied.

Et 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 kraftfluid til turbinene i brønnen. One 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 power fluid to the turbines in the well.

Enda et annet formål med den foreliggende oppfinnelse er å muliggjøre en rundpigging (for å rengjøre og/eller overvåke) i én enkel transportledning forbundet med manifolden. Yet another object of the present invention is to enable a round spike (to clean and/or monitor) in one single transport line connected to the manifold.

Dette oppnås i følge oppfinnelsen ved de karakteriserende trekk i følge kravene 1 eller 4. This is achieved according to the invention by the characterizing features according to claims 1 or 4.

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 prosesstrømningsdiagrarn for en konvensjonell layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge teknikkens stand. Figur lb illustrerer en alternativ isolasjonsventilkonfigurasjon til den som er vist i figur la. Manifolden har et redusert antall forbindelser mellom produksjonsbrønnene og manifoldsamlerørene. Ventiler for å rute produksjonen til hvert av samlerørene er gruppert sammen for to brønner. Figur 2a viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en alternativ utførelsesform, og viser driwann tilført fra en frittstrømmende vannproduserende brønn. Figur 2b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ytterligere utførelsesform, og viser driwann tilført av en pumpe i en vannproduserende brønn. Figur 2c viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge enda en utførelsesform, og viser et avvik i forhold til utførelsesformen i figur 2b, med en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets for løft i den vannproduserende brønnen. Figur 2d viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ytterligere alternativ utførelsesform, og viser et avvik i forhold til utførelsesformen i figur 2b, med en elektrisk drevet pumpe for luft i den vannproduserende brønnen. Figur 3a viser en layout av produksjonsmanifolden og brønnen i følge enda en alternativ utførelsesform, og viser driwann tilført fra omkringliggende sjøvann og trykksatt av en undersjøisk pumpe med utslipp som blandes sammen med formasjonsvann og injiseres. Figur 3b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ytterligere utførelsesform, og viser et avvik i følge utførelsesformen i figur 3a, der utsluppet vann frigjøres til omkringliggende sjø. Figur 4 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en alternativ utførelsesform og viser en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets i den hydrokarbonproduserende brønnen. Figur 5 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ytterligere utførelsesform og viser bruk av produserte hydrokarboner som kraftfluid. Figur 6 viser layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge enda en utførelsesform, som opptar et utførelseseksempel på den foreliggende oppfinnelse, idet den omfatter bruk av kun én transportledning. 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 an 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 header pipes. Valves to route production to each of the headers are grouped together for two wells. Figure 2a shows a layout of a production manifold and well according to an alternative embodiment, and shows dry water supplied from a free-flowing water-producing well. Figure 2b shows a layout of a production manifold and well according to a further embodiment, and shows dry water supplied by a pump in a water-producing well. Figure 2c shows a layout of a production manifold and well according to yet another embodiment, and shows a deviation in relation to the embodiment in Figure 2b, with a hydraulically driven pump in a closed circuit for lifting in the water-producing well. Figure 2d shows a layout of a production manifold and well according to a further alternative embodiment, and shows a deviation in relation to the embodiment in Figure 2b, with an electrically driven pump for air in the water producing well. Figure 3a shows a layout of the production manifold and the well according to yet another alternative embodiment, and shows drive water supplied from surrounding seawater and pressurized by a subsea pump with discharge that is mixed with formation water and injected. Figure 3b shows a layout of a production manifold and well according to a further embodiment, and shows a deviation according to the embodiment in Figure 3a, where released water is released into the surrounding sea. Figure 4 shows a layout of a production manifold and well according to an alternative embodiment and shows a hydraulically driven pump in a closed circuit in the hydrocarbon producing well. Figure 5 shows a layout of a production manifold and well according to a further embodiment and shows the use of produced hydrocarbons as power fluid. Figure 6 shows the layout of a production manifold and well according to yet another embodiment, which includes an embodiment of the present invention, as it comprises the use of only one transport line.

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 brønnfhiid, betyr dette fluid som ekstraheres fra formasjonen. Brønnfluid kan inneholde gass, olje og/eller vann, eller en hvilken som helst blanding 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 mixture 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 3c 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 3c 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 isolasjonsventiler 4a, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d for hver ventil er tilveiebrakt 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 fjembart forbindelsesrør 9 sammen de to samlerørene 6a, 6b, via to mekaniske konnektorer 10a, 10b. Den hydraulisk betjente isolasjonsventilen 1 la er tilveiebrakt 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 header 6a and together with an ROV valve 1 lb in the second header, this makes it possible to remove the pipe connection is closed for connection of another production well frame.

Figur lb viser en 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 3 a 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 Figure lb shows a 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 happen

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 3a og 3b. I alle andre henseender er de to layoutene i figurene la og lb like hverandre. 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 manner to connectors 3a and 3b. In all other respects, the two layouts in figures la and lb are similar.

Manifoldene 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 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. 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 the 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 service-ledning. 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 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. Figur 2b illustrerer det samme konseptet som antydet i figur 2a, 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. Figur 2c illustrerer en variant av konseptet beskrevet i figur 2b. 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. Figur 2d 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. Figur 3a 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 rutes fra det første samlerøret 6a inn i begge transportledningene 8a og 8b. Figur 3b 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 3a. 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. Figur 4 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 2a 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 drive fluid 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. Figure 2b illustrates the same concept as indicated in Figure 2a, with a water supply supplied from a downhole water source 82. The water recovery 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. Figure 2c illustrates a variant of the concept described in Figure 2b. 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. Figure 2d illustrates a concept of formation water supplied from a water source 82 using an electrically powered 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. Figure 3a is a further development and illustrates the use of an underwater located, speed-controlled pump 19, connected to the second header 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. Fixed substances 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 routed from the first collecting pipe 6a into both transport lines 8a and 8b. Figure 3b illustrates the use of an open loop where seawater is used as the drive fluid, and is a different embodiment compared to the one shown in Figure 3a. 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. Figure 4 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 tube. 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 ledning 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 header 30 may be provided with an inlet at 57, provided with a non-return valve (not shown), as an alternative to the driving fluid supply through line 72.

Figur 5 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 5 illustrates the use of produced oil as a drive fluid for a downhole hydraulic subsea pumping system (HSP). 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.

Figur 6 illustrerer ifølge oppfinnelsen 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 6 illustrates, according to the invention, 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 2d, imidlertid er den nedihulls pumpen 28 utelatt. Drivfluidet tilføres også turbinen 16 og slippes ut i injeksjonsledningen 42 som beskrevet i figur 2d. 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 transportledning. 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 2d, 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 2d. 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 conveying 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 transportledning 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 line 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 6 har kun en transportledning 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 produksjonslønnene 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 6b. 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 til moderfasiliteten. Normal produksjon gjenopptas. Even if the embodiment in Figure 6 has only one transport 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 lines shut off. The pump 23 is then shut off, 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 6b. 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 to the parent facility. Normal production resumes.

Transportledningen 8 kan være en enkel, integrert transportledning, kraftkabel og service-umibilical (som har til hensikt å frakte fluider for styring av ventiler eller annet utstyr, for injeksjon eller annen behandling, samt elektrisk kraft og styresignaler) forbundet med det undersjøiske produksjonssystemet som anvender nedihulls separasjon og vanninjeksjon. The transport line 8 can be a simple, integrated transport line, power cable and service umbilical (intended to transport fluids for controlling valves or other equipment, for injection or other treatment, as well as electrical power and control signals) connected to the subsea production system that uses downhole separation and water injection.

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.

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 multiboringskonnektor 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 multi-bore 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 strømningsrater, 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, multiple 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

1. Method for carrying out spiking of a subsea manifold, where the manifold comprises a first (6b) and a second (6a) collecting pipe which are in selective communication with each other at a first respective end, characterized in that a single transport line (8) is in selective communication with the first (6b) and the second (6a) collector pipe at the other respective end, the spike being fed through the collector pipes in the following way: the spike is fed from the transport line (8) into the first collector pipe (6b) past a valve (21) and an inlet from a pressure source (23), as fluids displaced by the spike are simultaneously evacuated via an outlet (18, 3c), the valve (21) is closed and pressure is supplied from the pressure source (23) upstream of the spike, after the spike has passed the valve (21) and the inlet from the pressure source (23), the spike is fed back to the transport line (8) via the second collecting pipe (6a).

2. Method according to claim 1, characterized in that the pressure source (23) is a feed pump.

3. Method according to claim 2, characterized in that pressure supplied from a source on a platform or on land drives the spike into the first collection pipe (6b).

4. Method according to one of the preceding claims, characterized in that fluids displaced by the spike are evacuated to the surroundings, down into the hydrocarbon-producing wells or to a disposal tank.

5. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the position of the spike in the manifold is detected.

6. A subsea petroleum production arrangement, comprising a subsea manifold with a first (6b) and a second (6a) header pipe in selective communication with each other at a first respective end, characterized in that a single transport line (8) is in selective communication with the first (6b) and the second (6a) collector pipe at a respective other end, that a valve (21) is arranged in one of the collector pipes (6a, 6b), that an inlet from a pressure source (23) is arranged downstream of the valve (21) and that the manifold comprises an outlet (18,3c) for evacuation of displaced fluid, which outlet is arranged downstream of the inlet from the pressure source (23).

7. Arrangement according to claim 6, characterized in that the transport line (8) is connected to the first and the second collecting pipe via a three-way valve.

8. Arrangement according to claim 6 or 7, characterized in that the pressure source (23) is a feed pump.

9. Arrangement according to claim 6, 7 or 8, characterized in that the outlet for evacuation of displaced fluid leads out into the surroundings, is connected to a hydrocarbon-producing well or is connected to a disposal tank.

10. Arrangement according to claim 6, 7, 8 or 9, characterized in that the single transport line (8) is integrated into a service control cable together with electrical power lines.