NO317164B1 - Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. - Google Patents
Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. Download PDFInfo
- Publication number
- NO317164B1 NO317164B1 NO20020627A NO20020627A NO317164B1 NO 317164 B1 NO317164 B1 NO 317164B1 NO 20020627 A NO20020627 A NO 20020627A NO 20020627 A NO20020627 A NO 20020627A NO 317164 B1 NO317164 B1 NO 317164B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- pipe section
- connection
- facility
- underwater
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 27
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 27
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 238000010791 quenching Methods 0.000 title claims description 7
- 230000000171 quenching effect Effects 0.000 title claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 28
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 23
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 11
- 238000012421 spiking Methods 0.000 claims description 10
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 5
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 claims description 5
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 5
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 239000001993 wax Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 3
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 3
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 3
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L55/00—Devices or appurtenances for use in, or in connection with, pipes or pipe systems
- F16L55/26—Pigs or moles, i.e. devices movable in a pipe or conduit with or without self-contained propulsion means
- F16L55/46—Launching or retrieval of pigs or moles
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
- B08B9/02—Cleaning pipes or tubes or systems of pipes or tubes
- B08B9/027—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages
- B08B9/04—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes
- B08B9/053—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes moved along the pipes by a fluid, e.g. by fluid pressure or by suction
- B08B9/055—Cleaning the internal surfaces; Removal of blockages using cleaning devices introduced into and moved along the pipes moved along the pipes by a fluid, e.g. by fluid pressure or by suction the cleaning devices conforming to, or being conformable to, substantially the same cross-section of the pipes, e.g. pigs or moles
- B08B9/0551—Control mechanisms therefor
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Description
Oppfinnelsens område Field of the invention
Oppfinnelsen vedrører tilkobling (tie-back) mellom et undervannsanlegg for produksjon av hydrokarboner og et landanlegg, en overflateplattform eller en annen installasjon. Med en slik tilkobling transporteres uprosessert brønnfluid fra en eller flere undervannsbrønner til et prosessanlegg. The invention relates to connection (tie-back) between an underwater plant for the production of hydrocarbons and a land plant, a surface platform or another installation. With such a connection, unprocessed well fluid is transported from one or more underwater wells to a processing facility.
Oppfinnelsen er særlig relevant i forbindelse med produksjon av hydrokarboner fra relativt fjerntliggende undervannsanlegg hvorved det foreligger særlige behov for fluidkontrolloperasjoner, slik som ved transport av voksholdig flerfasefluid med fare for voksutfellinger og hydratdannelse. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en rørsløyfe for kontinuerlig transport av hydrokarboner fra et undervannsanlegg, samt en fremgangsmåte for bråkjøling av en hydrokarbonstrøm fra et undervannsanlegg ved bruk av rørsløyfen. The invention is particularly relevant in connection with the production of hydrocarbons from relatively remote underwater facilities whereby there is a special need for fluid control operations, such as when transporting waxy multiphase fluid with the risk of wax precipitation and hydrate formation. More specifically, the invention relates to a pipe loop for the continuous transport of hydrocarbons from an underwater facility, as well as a method for quenching a hydrocarbon flow from an underwater facility using the pipe loop.
Oppfinnelsens bakgrunn og kjent teknikk Background of the invention and prior art
Med en såkalt brønnstrømsoverføring kan brønnfluid føres uprosessert fra undervanns produksjonsanlegg, gjennom en eller flere rørledninger, til prosessanlegg på en overflateplattform eller på land. Slik transport innebærer flerfasetransport, som er særpreget ved at minst to av fasene gass, væskeformige hydrokarboner og vann strømmer i samme rørledning. Med dagens teknologi er flerfasetransport i rørledninger underlagt flere begrensinger. With a so-called well stream transfer, well fluid can be transported unprocessed from underwater production facilities, through one or more pipelines, to processing facilities on a surface platform or on land. Such transport involves multi-phase transport, which is characterized by at least two of the phases gas, liquid hydrocarbons and water flowing in the same pipeline. With today's technology, multiphase transport in pipelines is subject to several limitations.
Tilstedeværelse av vann i brønnstrømmen, ofte i kombinasjon med CO2 og H2S, kan skape korrosive forhold som kan nødvendiggjøre betydelige korrosjonstillegg, bruk av rustbestandige og dyre rørmaterialer, og behov for tilsetting av korrosjonshemmende kjemikalier til brønnstrømmen. Videre vil vann i brønnstrømmen medføre fare for dannelse av hydrater. Ved ukontrollert hydratdannelse kan hele rørtverrsnittet bli blokkert. Også hydratdannelse kan hindres ved tilsetting av kjemikalier til brønnstrømmen. Behovet for tilførsel av kjemikalier løses vanligvis ved at det legges en egen rørledning med liten diameter fra prosessanlegget til undervannsanlegget. The presence of water in the well stream, often in combination with CO2 and H2S, can create corrosive conditions that can necessitate significant corrosion additions, the use of rust-resistant and expensive pipe materials, and the need for the addition of corrosion-inhibiting chemicals to the well stream. Furthermore, water in the well flow will cause the risk of hydrates forming. In the event of uncontrolled hydrate formation, the entire pipe cross-section can be blocked. Hydrate formation can also be prevented by adding chemicals to the well stream. The need for the supply of chemicals is usually solved by laying a separate pipeline with a small diameter from the process plant to the underwater plant.
Hydrokarbonvæske (olje) kan inneholde oppløste vokskomponenter i oljen som i varm tilstand strømmer opp fra brønnen. Etter hvert som temperaturen synker langs rørledningen kan voksen felles ut på rørveggen, med derav følgende innsnevring av rørtverrsnittet. Voksutfelling kan til en viss grad motvirkes ved tilsetting av kjemikalier til brønnstrømmen, men der det er mulig er det langt mer virkningsfullt, kostnadseffektivt og miljøvennlig å sende rensepigger gjennom rørledningen, typisk en til flere ganger i uken. Hydrocarbon liquid (oil) may contain dissolved wax components in the oil which in a hot state flows up from the well. As the temperature drops along the pipeline, the wax can fall out onto the pipe wall, with the resulting narrowing of the pipe cross-section. Wax precipitation can be counteracted to some extent by adding chemicals to the well flow, but where possible it is far more effective, cost-effective and environmentally friendly to send cleaning spikes through the pipeline, typically one to several times a week.
Flerfasetransport over stor avstand medfører tendens til dannelse av væskeansamlinger i rørledningen, såkalte væskeplugger, som særlig dannes i lavpunkter som i bunnen av motbakker, især ved lav strømningsmengde. Tendensen til dannelse av væskeansamlinger medfører at kun et snevert intervall for strømningsmengde er akseptabelt, og nødvendiggjør en oppsamlingstank for væske ved nedstrømsenden av rørledningen, en såkalt slug-catcher eller væskefanger. Driftsfleksibiliteten kan bedres ved hyppig pigging av rørledningen for å føre væskeansamlinger til nedstrømsenden før væskemengden blir for stor. Multiphase transport over a long distance leads to a tendency for liquid accumulations to form in the pipeline, so-called liquid plugs, which are particularly formed at low points such as at the bottom of headlands, especially at low flow rates. The tendency to form liquid accumulations means that only a narrow interval for flow rate is acceptable, and necessitates a collection tank for liquid at the downstream end of the pipeline, a so-called slug-catcher or liquid trap. Operational flexibility can be improved by frequent spiking of the pipeline to move liquid accumulations to the downstream end before the amount of liquid becomes too large.
Hyppig pigging kan også være nødvendig i forbindelse med driftsstart og for inspeksjon. Frequent pricking may also be necessary in connection with the start of operation and for inspection.
Undervanns piggeoperasjoner er svært kostnadskrevende, og ved behov for hyppig pigging kan brønnstrømsoverføring gjennom en rørledning være uhensiktsmessig kostbart. For å gjøre hyppig pigging mulig er det vanlig at en rørledning for brønnstrømsoverføring fra undervanns produksjonsanlegg er utstyrt med en piggsluse ved oppstrømsenden. En for tiden vanlig alternativ rørledning for brønnstrømsoverføring, uten piggsluse ved en undervanns oppstrømsende, omfatter en kontinuerlig rørledning lagt i en sløyfe fra et prosessanlegg på land eller en prosesseringsplattform til havs til undervannsanlegget og derfra tilbake til prosessanlegget, uten diameterendring i rørledningsløyfen. Underwater spiking operations are very costly, and if frequent spiking is required, well flow transmission through a pipeline can be inappropriately expensive. To make frequent spiking possible, it is common for a pipeline for well flow transfer from an underwater production facility to be equipped with a sluice gate at the upstream end. A currently common alternative pipeline for well flow transfer, without a spike lock at a subsea upstream end, comprises a continuous pipeline laid in a loop from an onshore processing facility or an offshore processing platform to the subsea facility and from there back to the processing facility, with no diameter change in the pipeline loop.
Brønnstrømmen kan med den ovennevnte kjente rørledningssløyfe transporteres i begge grener til prosessanlegget, men dersom røret skal pigges for inspeksjon eller andre formål snus strømningsremingen i den ene gren. Derved utøves såkalt ringpigging fra prosessanlegget gjennom den ene rørgren, gjennom en eller flere T-koblinger med forbindelse mot brønnene i undervannsanlegget, og derfra tilbake til prosessanlegget gjennom den andre rørgren. Kjemikalier for hydrat- og korrosjonskontroU, slik som glykol, sendes i en separert rørledning av liten diameter til undervannsanlegget, separert fra eller kombinert med en navlestreng for kraft- og signaloverføring. The well stream can be transported in both branches to the process plant with the above-mentioned known pipeline loop, but if the pipe is to be spiked for inspection or other purposes, the flow belt in one branch is reversed. Thereby, so-called ring piling is carried out from the process plant through one pipe branch, through one or more T-connections with a connection to the wells in the underwater plant, and from there back to the process plant through the other pipe branch. Hydrate and corrosion control chemicals, such as glycol, are sent in a separate, small-diameter pipeline to the subsea facility, separated from or combined with an umbilical for power and signal transmission.
Den ovennevnte kjente teknikk medfører følgelig tre rørledninger mellom prosessanlegget og undervannsanlegget. The above-mentioned known technique consequently involves three pipelines between the process plant and the underwater plant.
En ulempe med den kjente teknologi er at piggeoperasjoner (pluggkjøring) vil være forstyrrende for gjennomstrømningen. Produksjonsforstyrrelsene vil være slik at inspeksjonspigging årlig eller mer sjeldent vil være akseptabelt, mens de vil være så store at den ovennevnte kjente rørsløyfe i praksis ikke kan benyttes dersom hyppig pigging er nødvendig for fluidkontroll eller voksfjerning. A disadvantage of the known technology is that spike operations (plug driving) will be disruptive to the flow. The production disturbances will be such that inspection spikes annually or more rarely will be acceptable, while they will be so great that the above-mentioned known pipe loop cannot be used in practice if frequent spikes are necessary for fluid control or wax removal.
Brønnstrømmen er vanligvis så varm når den kommer opp fra brønnene at eventuell voks foreligger i flytende form og vann i stor grad foreligger som damp. Naturlig kjøling langs rørledningen fører til at voks felles ut og samles på rørveggen når temperaturen i væskestrømmen synker under en grense bestemt av voksens egenskaper, og til at vann kondenseres ut i økende mengder, hvorved hydrater kan dannes når temperaturen i fluidet synker under en grense bestemt av fluidets egenskaper. Det er kjent at bråkjøling av brønnstrømmen kan føre til at voks, i stedet for å felles ut på rørveggen, kan felles ut som klumper oppløst i den øvrige brønnstrømmen og føres med denne til nedstrømsenden av rørledningen. Tilsvarende er det kjent at bråkjøling av brønnstrømmen kan føre til kontinuerlig dannelse av hydrater som føres med brønnstrømmen heller enn å ansamles på bestemte punkter og danne hydratplugger i rørledningen. Bråkjøling i forbindelse med en rørsløyfe er ikke funnet å være tidligere kjent eller indikert som en mulighet. The well flow is usually so hot when it comes up from the wells that any wax is in liquid form and water is largely present as steam. Natural cooling along the pipeline leads to wax falling out and collecting on the pipe wall when the temperature in the fluid flow drops below a limit determined by the wax's properties, and to water condensing out in increasing amounts, whereby hydrates can form when the temperature in the fluid drops below a limit determined of the fluid's properties. It is known that rapid cooling of the well flow can cause wax, instead of falling out on the pipe wall, to fall out as lumps dissolved in the other well flow and be carried with it to the downstream end of the pipeline. Similarly, it is known that rapid cooling of the well flow can lead to the continuous formation of hydrates which are carried with the well flow rather than accumulating at specific points and forming hydrate plugs in the pipeline. Quenching in connection with a pipe loop has not been found to be previously known or indicated as a possibility.
Videre er det kjent at den korrosive virkningen av brønnstrøm avtar med synkende temperatur, og at ekstra kjøling av brønnstrømmen der den føres inn i rørledningen derfor kan ha en gunstig virkning. Furthermore, it is known that the corrosive effect of well flow decreases with decreasing temperature, and that extra cooling of the well flow where it is fed into the pipeline can therefore have a beneficial effect.
I lys av det ovennevnte finnes det behov for en tilkobling som omfatter færre enn tre rørledninger, som muliggjør fluidkontrolloperasjoner og hyppig pigging uten produksjonsforstyrrelser og uten behov for undervannsoperasjoner, som har en gunstig virkning med hensyn til strømningsfleksibilitet, og som gir mulighet for bråkjøling av brønnstrømmen. Det finnes særlig behov for en teknisk løsning for tilkobling av undervannsanlegg som er plassert så langt unna andre installasjoner at det med dagens tilkoblinger blir uhensiktsmessige strømningsmønstre og behov for en produksjonsenhet i nær tilknytning til undervannsanlegget. Oppfinnelsens siktemål er å imøtekomme de ovennevnte behov. In light of the above, there is a need for a connection comprising fewer than three pipelines, which enables fluid control operations and frequent spiking without production disruptions and without the need for underwater operations, which has a beneficial effect with respect to flow flexibility, and which allows for quenching of the well stream . There is a particular need for a technical solution for connecting underwater facilities that are located so far away from other installations that current connections result in inappropriate flow patterns and the need for a production unit in close proximity to the underwater facility. The aim of the invention is to meet the above-mentioned needs.
Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention
Med den foreliggende oppfinnelse imøtekommes de ovennevnte behov ved at det tilveiebringes en rørsløyfe for kontinuerlig transport av hydrokarboner fra et undervannsanlegg, uten strømningsforstyrrelser ved utøvelse av pigging eller fluidkontrolloperasjoner, hvilken rørsløyfe omfatter en første rørseksjon som forbinder et landanlegg, en overflateplattform eller en annen installasjon til minst én T-kobling som over et tilknytningsrør er koblet til å motta nevnte hydrokarboner fra undervannsanlegget, og en andre rørseksjon som danner forbindelse fra nevnte T-kobling tilbake til landanlegget, overflateplattformen eller den andre installasjon. Rørsløyfen ifølge den foreliggende oppfinnelse er særpreget ved det som fremgår av krav 1. With the present invention, the above-mentioned needs are met by providing a pipe loop for the continuous transport of hydrocarbons from an underwater facility, without flow disturbances during the performance of spiking or fluid control operations, which pipe loop comprises a first pipe section connecting an onshore facility, a surface platform or another installation to at least one T-connector connected via a connecting pipe to receive said hydrocarbons from the underwater facility, and a second pipe section connecting from said T-connector back to the onshore facility, surface platform or other installation. The pipe loop according to the present invention is characterized by what appears in claim 1.
Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes også en fremgangsmåte for bråkjøling av en hydrokarbonstrøm fra et undervannsanlegg ved bruk av rørsløyfen ifølge oppfinnelsen. The present invention also provides a method for quenching a hydrocarbon stream from an underwater facility using the pipe loop according to the invention.
Figurer Figures
Tegningen 1/1 er en illustrasjon av to utførelsesformer av rørsløyfen ifølge den foreliggende oppfinnelse, vist med henholdsvis figur 1 og figur 2. The drawing 1/1 is an illustration of two embodiments of the pipe loop according to the present invention, shown with figure 1 and figure 2 respectively.
Detaljert beskrivelse Detailed description
Med henvisning til figur 1 illustreres rørsløyfen 1 ifølge oppfinnelsen. Rørsløyfen omfatter tre hovedbestanddeler, nemlig den første rørseksjon 2, en eller flere T-koblinger 3 og den andre rørseksjon 4. Figuren viser en utførelsesform med kun en T-kobling. Figuren er ikke tegnet i en realistisk skala. Noen komponenter, nærmere bestemt T-koblingen og de nærmeste komponenter, er kraftig forstørret for tydeligere å illustrere rørsløyfen ifølge oppfinnelsen. With reference to Figure 1, the pipe loop 1 according to the invention is illustrated. The pipe loop comprises three main components, namely the first pipe section 2, one or more T-connections 3 and the second pipe section 4. The figure shows an embodiment with only one T-connection. The figure is not drawn to a realistic scale. Some components, more specifically the T-connection and the nearest components, are greatly enlarged to more clearly illustrate the pipe loop according to the invention.
Rørsløyfen ifølge oppfinnelsen er særpreget ved at: The pipe loop according to the invention is characterized by:
den første rørseksjon 2 har indre diameter d og er anordnet for transport fra landanlegget, overflateplattformen eller den andre installasjon av glykol, kjemikalier, ytterligere medier til fluidkontroll, pigger, og eventuelt hydrokarbonvæske, til nevnte T-kobling, og the first pipe section 2 has an inner diameter d and is arranged for the transport from the land plant, the surface platform or the other installation of glycol, chemicals, additional media for fluid control, spikes, and possibly hydrocarbon liquid, to the aforementioned T-connection, and
den andre rørseksjon 4 har indre diameter D og er anordnet for transport av fluid fra både undervannsanlegget og den første rørseksjon, og pigger, fra nevnte T-kobling tilbake til landanlegget, overflateplattformen eller den andre installasjon, the second pipe section 4 has internal diameter D and is arranged for the transport of fluid from both the underwater facility and the first pipe section, and spikes, from said T-connection back to the land facility, the surface platform or the other installation,
idet d < D, idet forskjellen mellom nevnte diametre er tilstrekkelig liten til at en pigg kan føres ut gjennom den første rørseksjon 2, gjennom nevnte T-kobling, og tilbake gjennom den andre rørseksjon 4. since d < D, since the difference between said diameters is sufficiently small that a spike can be passed out through the first pipe section 2, through said T-connection, and back through the second pipe section 4.
Strømningene i henhold til det ovennevnte er indikert med piler på figuren. The flows according to the above are indicated by arrows in the figure.
Med en T-kobling menes det i denne sammenheng alt fra en konvensjonell T koblet mot en enkelt brønn, eventuelt en Y-kobling eller en annen type kobling eller grentilknytning, til manifoldarrangementer av enhver piggbar type koblet mot et komplekst system av undervannsbrønner. T-koblingen skal følgelig forstås som en generell tilkoblingsanordning mellom den første rørseksjon, den andre rørseksjon og tilknytaingsrør (jumpers) mot undervannsanlegget. In this context, a T-connection means everything from a conventional T connected to a single well, possibly a Y-connection or another type of connection or branch connection, to manifold arrangements of any spikeable type connected to a complex system of underwater wells. The T-connection must therefore be understood as a general connection device between the first pipe section, the second pipe section and connecting pipes (jumpers) towards the underwater system.
Undervannsanlegget kan omfatte alt fra en enkelt brønn til et komplekst arrangement av brønner spredt utover havbunnen. The underwater facility can include everything from a single well to a complex arrangement of wells spread over the seabed.
Mest foretrukket vil dimensjonsovergangene mellom de tilkoblede ledninger være innebygget i T-koblingen, men kan være lagt i selve ledningene. Most preferably, the dimensional transitions between the connected cables will be built into the T-connection, but can be laid in the cables themselves.
I en foretrukken utførelsesform er diameterforskjellen mellom rørseksjonene slik at D = 1,5 x d. Derved kan dagens kommersielt tilgjengelige flerdiameterpigger benyttes, for eksempel pigger som er utviklet av og kommersielt tilgjengelige via søkeren, slik som MDPT- multi diameter pigging tool. Det forventes at pigger som kan håndtere større forskjell i diameter vil bli utviklet i fremtiden, og slike pigger vil derved øke den maksimale forskjell i diameter som er akseptabel. Minst mulig diameter på den første seksjon er foretrukket av hensyn til kostnader, bortsett fra tilkoplinger der bråkjølingsbehovet er dominerende, hvorved det kan være foretrukket med mindre diameterforskjell mellom rørseksjonene. In a preferred embodiment, the diameter difference between the pipe sections is such that D = 1.5 x d. Thereby, today's commercially available multi-diameter spikes can be used, for example spikes that have been developed by and are commercially available via the applicant, such as the MDPT-multi diameter pigging tool. It is expected that spikes that can handle a larger difference in diameter will be developed in the future, and such spikes will thereby increase the maximum difference in diameter that is acceptable. The smallest possible diameter of the first section is preferred for reasons of cost, except for connections where the need for rapid cooling is dominant, whereby it may be preferred to have a smaller diameter difference between the pipe sections.
Enkelhet er vesentlig for anlegg under vann for å oppnå maksimal driftssikkerhet. Rørsløyfen ifølge den foreliggende oppfinnelse imøtekommer oppfinnelsens siktemål uten ventiler eller spesiell instrumentering installert under vann, hvilket derfor representerer den generelt mest foretrukne utførelsesform. For å oppnå tilleggsvirkninger kan det imidlertid være foretrukket med mer omfattende utførelseformer av rørsløyfen. Det henvises i denne forbindelse til figur 2. Simplicity is essential for underwater installations to achieve maximum operational reliability. The pipe loop according to the present invention meets the objectives of the invention without valves or special instrumentation installed under water, which therefore represents the generally most preferred embodiment. In order to achieve additional effects, however, it may be preferred to have more extensive designs of the pipe loop. In this connection, reference is made to figure 2.
Det kan være fordelaktig om den første rørseksjon 2 er koblet til T-koblingen via en piggbar, fjernstyrt ventil 6, for fjernstyrt justering av strømningsmengden gjennom ventilen. Det kan fordelaktig benyttes en sluseventil, på grunn av god piggbarhet i helt åpen posisjon og god reguleringsmulighet ved behov. Det må gjøres bruk av ventiler som kan åpnes tilstrekkelig til at en pigg kan passere. De fleste leverandører av undervannsanlegg kan tilveiebringe egnede ventiler, og i prinsippet kan hvilken som helst ventil med den ønskede funksjonalitet benyttes. Derved kan leveringstrykket gjennom den første rørseksjon mer nøyaktig justeres mot leveringstrykket fra undervannsanlegget. Det er foretrukket å holde leveringstrykket gjennom den første rørseksjon i balanse mot, eller mest foretrukket marginalt høyere enn, leveringstrykket fra undervannsanlegget, hvorved innstrømning av fluid fra undervannsanlegget i den første rørseksjon unngås, og det lettere oppnås full kontroll over strømningsmønsteret. Det er viktig å merke seg at kontroll over trykket hvorved væske pumpes inn i den første rørseksjon, kombinert med kontroll av leveringstrykket fra brønnene og et kontrollert, lavt trykk i nedstrømsenden av den andre rørseksjon, muliggjør full operasjonell kontroll over strømningen i rørsløyfen også uten noen ventil 6. It may be advantageous if the first pipe section 2 is connected to the T-connection via a spikeable, remote-controlled valve 6, for remote-controlled adjustment of the flow rate through the valve. A sluice valve can advantageously be used, due to good spiking ability in the fully open position and good regulation options when necessary. Valves must be used that can be opened sufficiently for a spike to pass. Most suppliers of underwater systems can provide suitable valves, and in principle any valve with the desired functionality can be used. Thereby, the delivery pressure through the first pipe section can be more accurately adjusted to the delivery pressure from the underwater system. It is preferred to keep the delivery pressure through the first pipe section in balance against, or most preferably marginally higher than, the delivery pressure from the underwater facility, whereby inflow of fluid from the underwater facility into the first pipe section is avoided, and full control over the flow pattern is more easily achieved. It is important to note that control of the pressure by which fluid is pumped into the first pipe section, combined with control of the delivery pressure from the wells and a controlled, low pressure at the downstream end of the second pipe section, enables full operational control of the flow in the pipe loop even without any valve 6.
Det er fordelaktig om undervannsanlegget er koblet til T-koblingen via en fjernstyrt ventil 7 i enden av tilknytningsrøret 9, mest foretrukket en fjernstyrt strupeventil mot hver T. Dette medfører økt strømningskontroll. En slik ventil 7 vil normalt finnes integrert i undervannsanlegget, og denne vil normalt være anvendbar. It is advantageous if the underwater system is connected to the T-connection via a remote-controlled valve 7 at the end of the connection pipe 9, most preferably a remote-controlled throttle valve against each T. This results in increased flow control. Such a valve 7 will normally be found integrated in the underwater system, and this will normally be usable.
Videre kan det være fordelaktig at en slip-stream-ledning 5 (parallell-ledning) er anordnet for å ta ut glykol eller annet medium fra den første rørseksjon 2 oppstrøms første T, for boosting og injisering ved brønnene. En slik slip-stream av glykol, eventuelt av annet fluid som føres gjennom den første rørseksjon, vil bidra til ytterligere fluidkontroll. Furthermore, it may be advantageous that a slip-stream line 5 (parallel line) is arranged to take out glycol or other medium from the first pipe section 2 upstream of the first T, for boosting and injection at the wells. Such a slip-stream of glycol, possibly of other fluid which is passed through the first pipe section, will contribute to further fluid control.
En foretrukken utførelsesform av rørsløyfen ifølge oppfinnelsen omfatter at parallell-ledningen 5 er koblet fra enden av den første rørseksjon 2 til tilknytningsrøret 9 mot undervannsanlegget, mot brønnene, for den ene eller hver brønn, idet en fjernstyrt boosterpumpe B og/eller strupeventil 8 er anbragt i hver slip-stream ledning, mest foretrukket en boosterpumpe B. Derved oppnås mulighet til å styre strømningsmengden i hver slip-stream. A preferred embodiment of the pipe loop according to the invention comprises that the parallel line 5 is connected from the end of the first pipe section 2 to the connection pipe 9 towards the underwater facility, towards the wells, for one or each well, with a remote-controlled booster pump B and/or throttle valve 8 being placed in each slip-stream line, most preferably a booster pump B. This enables the possibility to control the flow rate in each slip-stream.
Det kan fordelaktig være anordnet sensorer for måling av strømning, trykk og temperatur i hver rørseksjon, i hver slip-stream-ledning og i hver tilknytningsledning (jumper) mot undervannsanlegget. Det er mest foretrukket å ha sensorer av nevnte typer anordnet i tilknytning til ventilene, især oppstrøms og nedstrøms ventilene, for å oppnå full operasjonell kontroll. Sensorene for måling av henholdsvis trykk, strømning og temperatur kan være av enhver type som tilveiebringer ønsket målefunksjon og som kan kobles til å avgi signal til en operatør eller en styringsenhet, og som videre ikke medfører en hindring for piggbarhet eller strømning i rørsløyfen. Strømningssensorene er fortrinnsvis av en type som måler strømningsmengde (normalt volum, vekt eller mol per tidsenhet) fremfor sensorer som måler strømningshastighet (m/s). Det kan fordelaktig også anordnes ytterligere sensorer, for eksempel for måling av fluidsammensetning. Sensors for measuring flow, pressure and temperature can advantageously be arranged in each pipe section, in each slip-stream line and in each connection line (jumper) to the underwater facility. It is most preferred to have sensors of the aforementioned types arranged in connection with the valves, especially upstream and downstream of the valves, in order to achieve full operational control. The sensors for measuring respectively pressure, flow and temperature can be of any type which provides the desired measurement function and which can be connected to give a signal to an operator or a control unit, and which furthermore does not cause an obstacle to spiking or flow in the pipe loop. The flow sensors are preferably of a type that measures flow quantity (normally volume, weight or moles per time unit) rather than sensors that measure flow speed (m/s). Additional sensors can advantageously also be arranged, for example for measuring fluid composition.
De ovennevnte sensorer og ventiler medfører økt funksjonalitet og operasjonell kontroll for rørsløyfen ifølge den foreliggende oppfinnelse, og en rørsløyfe med de ovennevnte anordninger kan derfor i noen tilfeller representere den mest foretrukne utførelsesform. Sensorer og ventiler av de ovennevnte typer kan tilveiebringes fra eller via de fleste leverandører av undervannsanlegg, slik som Aker/Kværner, Oslo, Norge; ABB, Asker, Norge og FMC Kongsberg Subsea, Kongsberg, Norge. The above-mentioned sensors and valves lead to increased functionality and operational control for the pipe loop according to the present invention, and a pipe loop with the above-mentioned devices can therefore in some cases represent the most preferred embodiment. Sensors and valves of the above types can be provided from or via most suppliers of underwater facilities, such as Aker/Kværner, Oslo, Norway; ABB, Asker, Norway and FMC Kongsberg Subsea, Kongsberg, Norway.
Det kan være flere T-koblinger anordnet i rørsløyfen, hvilke T-koblinger derved er koblet i serie og deler den andre rørseksjon i flere segmenter. I tilfellet med flere T-koblinger er en eventuell fjernstyrt ventil 6 fordelaktig anordnet mellom den første rørseksjon og den første T-kobling i serie. Hvert rørsegment mellom T-koblingene kan utrustes med full instrumentering, for måling av trykk, strømning og temperatur, i tillegg til en fjernstyrt, piggbar ventil, hvorved økt operasjonell kontroll kan oppnås. There may be several T-connections arranged in the pipe loop, which T-connections are thereby connected in series and divide the second pipe section into several segments. In the case of several T-connections, a possible remote-controlled valve 6 is advantageously arranged between the first pipe section and the first T-connection in series. Each pipe segment between the T-connections can be equipped with full instrumentation, for measuring pressure, flow and temperature, in addition to a remote-controlled, spikeable valve, whereby increased operational control can be achieved.
Ved oppstart av rørsløyfen må både den første rørseksjon 2 og den andre rørseksjon 4 være helt væskefylt, for eksempel med henholdsvis glykol og kondensat. Ventilen 7, som normalt vil være en del av undervannsanlegget, åpnes samtidig som en ventil (ikke illustrert) i nedstrømsenden av den andre rørseksjon åpnes og ytterligere væske pumpes sakte inn i den første rørseksjon. Det forutsettes at den første rørseksjon alltid holdes væskefylt, hvorved strømningsmengden inn i den første rørseksjon kan benyttes til å oppnå god kontroll over tilført væskemengde, eksempelvis av kjemikalier. Selv om volumet i den første rørseksjon av væske dermed er større enn med tidligere kjente tilkoplinger for kjemikalietilførsel, kan tilført strømningsmengde av kjemikalier holdes like lav, også med hydrokarbonstrømmer som i hovedsak omfatter gass. Behovet for regenerering av kjemikalier blir dermed som for tidligere kjente tilkoplinger. When starting the pipe loop, both the first pipe section 2 and the second pipe section 4 must be completely filled with liquid, for example with glycol and condensate respectively. The valve 7, which will normally be part of the underwater system, is opened at the same time as a valve (not illustrated) at the downstream end of the second pipe section is opened and additional liquid is slowly pumped into the first pipe section. It is assumed that the first pipe section is always kept full of liquid, whereby the amount of flow into the first pipe section can be used to achieve good control over the supplied amount of liquid, for example of chemicals. Although the volume in the first pipe section of liquid is thus greater than with previously known connections for chemical supply, the supplied flow amount of chemicals can be kept just as low, also with hydrocarbon flows which mainly comprise gas. The need for regeneration of chemicals is thus the same as for previously known connections.
Det er mulig å anordne avstengings ventiler mellom den første rørseksjon og T-koblingen, og mellom den andre rørseksjon og T-koblingen. Dermed kan fluid fra undervannsanlegget ved selektiv ventilstenging velges til å strømme gjennom den første rørseksjon, den andre rørseksjon eller begge rørseksjoner. Slik anvendelse av rørsløyfen ifølge oppfinnelsen vil medføre at oppfinnelsens siktemål ikke blir oppnådd, ettersom pigging og fluidkontrolloperasjoner uten strømningsforstyrrelser ikke kan oppnås, men kan være interessante i spesielle situasjoner, eksempelvis for å kunne opprettholde en viss produksjon ved skade på en av rørseksjonene. It is possible to arrange shut-off valves between the first pipe section and the T-connection, and between the second pipe section and the T-connection. Thus, fluid from the underwater system can be chosen to flow through the first pipe section, the second pipe section or both pipe sections by selective valve closing. Such use of the pipe loop according to the invention will result in the invention's aim not being achieved, as spiking and fluid control operations without flow disturbances cannot be achieved, but can be interesting in special situations, for example to be able to maintain a certain production in the event of damage to one of the pipe sections.
Det kan være fordelaktig å innbefatte en integrert væskepluggfanger i den andre rørseksjon, i henhold til patentsøknad NO 2002 0542. It may be advantageous to include an integrated liquid plug catcher in the second pipe section, according to patent application NO 2002 0542.
Oppfinnelsen er særlig relevant der det foreligger et behov for bråkjøling av brønnstrømmen. Med den foreliggende oppfinnelse tilveiebringes en fremgangsmåte for bråkjøling av en hydrokarbonstrøm fra et undervannsanlegg ved bruk av rørsløyfen ifølge oppfinnelsen, særpreget ved å føre inn betydelige mengder relativt kald hydrokarbon væske gjennom den første rørseksjon, fortrinnsvis kondensat tilveiebragt fra hydrokarbonstrømmen, med eventuell korrosjonsinhibitor innblandet, slik at den relativt kalde hydrokarbonvæske blandes med og bråkjøler hydrokarbonstrømmen. Når hydrokarbonvæsken, som kan bli nedkjølt til havbunnstemperatur underveis, møter brønnstrømmen ved T-koplingen, bråkjøles brønnstrømmen slik at temperaturen i fluidblandingen kommer under voksutfellingstemperaturen eller temperaturen for hydratdannelse, og voks eller hydrat skilles ut og føres videre suspendert i den blandede fluidstrøm. The invention is particularly relevant where there is a need for rapid cooling of the well stream. With the present invention, a method is provided for quenching a hydrocarbon stream from an underwater facility using the pipe loop according to the invention, characterized by introducing significant amounts of relatively cold hydrocarbon liquid through the first pipe section, preferably condensate provided from the hydrocarbon stream, with any corrosion inhibitor mixed in, such that the relatively cold hydrocarbon liquid is mixed with and rapidly cools the hydrocarbon stream. When the hydrocarbon liquid, which can be cooled to seabed temperature en route, meets the well stream at the T-connection, the well stream is quenched so that the temperature in the fluid mixture falls below the wax precipitation temperature or the temperature for hydrate formation, and the wax or hydrate is separated and carried on suspended in the mixed fluid stream.
Rørsløyfen ifølge den foreliggende oppfinnelse vil være funksjonell også i andre sammenhenger enn dem beskrevet ovenfor, slik som ved strømning av relativt tørr gass eller relativt stabil olje, særlig hvis fremtidig feltutvikling eller deler av driftsperioden medfører spesielle behov for fluidkontroll. The pipe loop according to the present invention will also be functional in contexts other than those described above, such as with the flow of relatively dry gas or relatively stable oil, especially if future field development or parts of the operating period entail special needs for fluid control.
Med den foreliggende oppfinnelse oppnås en hittil uoppnåelig strømningskontroll og strømningskontinuitet ved tilkobling av undervannsanlegg for flerfasetransport over lang avstand, særlig der det foreligger spesielle behov for fluidkontroll, slik som ved flerfasestrømning med stor fare for voksutfellinger og hydratdannelse. Med lang avstand menes det, avhengig av fluidsammensetningen og ytterligere betingelser, avstand fra noen kilometer (for voksholdig olje, gass og vann, med tendens til hydratdannelse, og strømning i motbakke) og opp til flere hundre kilometer for lettere strømningsbetingelser. Investeringskostnaden er lavere enn for de tidligere kjente tilkoblinger som omfatter tre rørledninger. Videre utvides den maksimale lengde som er mulig for en slik tilkobling, hvorved det kan oppnås feltutnyttelse uten anvendelse av for eksempel flytende produksjonsenheter. With the present invention, a hitherto unattainable flow control and flow continuity is achieved by connecting underwater facilities for multiphase transport over long distances, especially where there is a special need for fluid control, such as in multiphase flow with a high risk of wax precipitation and hydrate formation. By long distance is meant, depending on the fluid composition and additional conditions, a distance of a few kilometers (for waxy oil, gas and water, with a tendency to hydrate formation, and flow in an uphill direction) and up to several hundred kilometers for easier flow conditions. The investment cost is lower than for the previously known connections which include three pipelines. Furthermore, the maximum length that is possible for such a connection is extended, whereby field utilization can be achieved without the use of, for example, floating production units.
Claims (9)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20020627A NO317164B1 (en) | 2002-02-08 | 2002-02-08 | Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. |
| AU2003206449A AU2003206449A1 (en) | 2002-02-08 | 2003-02-04 | Pipe loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea installation, without flow disturbances while conducting piggin or fluid control operations |
| PCT/NO2003/000035 WO2003067147A1 (en) | 2002-02-08 | 2003-02-04 | Pipe loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea installation, without flow disturbances while conducting piggin or fluid control operations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20020627A NO317164B1 (en) | 2002-02-08 | 2002-02-08 | Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20020627D0 NO20020627D0 (en) | 2002-02-08 |
| NO20020627L NO20020627L (en) | 2003-08-11 |
| NO317164B1 true NO317164B1 (en) | 2004-08-30 |
Family
ID=19913304
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20020627A NO317164B1 (en) | 2002-02-08 | 2002-02-08 | Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2003206449A1 (en) |
| NO (1) | NO317164B1 (en) |
| WO (1) | WO2003067147A1 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| MX2019003451A (en) | 2016-09-27 | 2019-06-06 | C Wright David | Pipeline booster pump system for promoting fluid flow. |
| NO20180820A1 (en) * | 2018-06-13 | 2019-12-16 | Vetco Gray Scandinavia As | A hydrocarbon production field layout |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR9203009A (en) * | 1992-08-03 | 1994-03-01 | Petroleo Brasileiro Sa | EQUIPMENT TO BE INSTALLED ON FLOW LINES THAT CONNECT AN OIL COLLECTION CENTER TO A SATELLITE POCO TO ALLOW THE PASS OF A PIG |
| BR9601401A (en) * | 1996-04-16 | 1998-01-13 | Petroleo Brasileiro Sa | Method and apparatus for launching pigs into underwater pipelines |
-
2002
- 2002-02-08 NO NO20020627A patent/NO317164B1/en not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-02-04 AU AU2003206449A patent/AU2003206449A1/en not_active Abandoned
- 2003-02-04 WO PCT/NO2003/000035 patent/WO2003067147A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2003067147A8 (en) | 2004-06-24 |
| AU2003206449A1 (en) | 2003-09-02 |
| NO20020627L (en) | 2003-08-11 |
| WO2003067147A1 (en) | 2003-08-14 |
| NO20020627D0 (en) | 2002-02-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2008305441B2 (en) | Method for managing hydrates in subsea production line | |
| US7703535B2 (en) | Undersea well product transport | |
| NO336118B1 (en) | Method of transporting hydrocarbons | |
| NO317164B1 (en) | Rudder loop for continuous transport of hydrocarbons from a subsea plant, and a method for quenching a hydrocarbon stream from a subsea plant using the rudder loop. | |
| Holm et al. | Shtokman flow assurance challenges–a systematic approach to analyze uncertainties–Part 1 | |
| Irmann-Jacobsen | Flow Assurance-A system perspective | |
| Hagesaether et al. | Flow-assurance modeling: reality check and aspects of transient operations of gas/condensate pipelines | |
| WO2021168525A1 (en) | System and method for offshore gas production with a single-phase flow to shore | |
| Tordal et al. | Pigging of pipelines with high wax content | |
| Esmaeili | Simulation of a sub-sea gas pipeline in persian gulf to estimate the physical parameters | |
| Nava et al. | Hydraulic Evaluation of Transport Gas Pipeline on Offshore Production | |
| ElSayed et al. | The Flow assurance criticalities and challenges management of zohr deepwater giant gas field | |
| Davalath et al. | Flow assurance management for Bijupira and Salema field development | |
| Igwilo et al. | FLOW ASSURANCE OPERATIONAL PROBLEMS IN NATURAL GAS PIPELINE TRANSPORTATION NETWORKS IN NIGERIA AND ITS MODELING USING OLGA AND PVTSIM SIMULATORS. | |
| Landsverk et al. | Multiphase flow behaviour at Snøhvit | |
| Gomes et al. | Solutions and procedures to assure the flow in deepwater conditions | |
| AU2011240757B2 (en) | Slurry generation | |
| Zakarian et al. | Shtokman: the management of flow assurance constraints in remote Arctic environment | |
| Noaman | Hydraulic, Modelling and Hydrate Inhibition for the New Gas Wellhead Flowlines in Gas Project-Part 1. | |
| Lino et al. | The Engineering of Pigging Equipment for Subsea Systems in Campos Basin | |
| Mohammed et al. | Flow assurance, simulation of wax deposition for Rawat field using PIPSIM software | |
| KR20210049616A (en) | A gas treatment system and marine structure having the same | |
| Shaiek et al. | Innovative Architectures & Technologies for Subsea Gas Field Development | |
| Haq et al. | Machine Learning in Wax Deposition | |
| Stokkenes et al. | Operational experience with introduction of a light oil into a heavy oil pipeline system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS, NO |
|
| MK1K | Patent expired |