NO319654B1 - Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline - Google Patents
Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- NO319654B1 NO319654B1 NO20034489A NO20034489A NO319654B1 NO 319654 B1 NO319654 B1 NO 319654B1 NO 20034489 A NO20034489 A NO 20034489A NO 20034489 A NO20034489 A NO 20034489A NO 319654 B1 NO319654 B1 NO 319654B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- pipeline
- plant
- liquid
- production
- Prior art date
Links
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 title claims description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 62
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 47
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 8
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 63
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 3
- 238000010408 sweeping Methods 0.000 description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 description 1
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 238000004513 sizing Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
- F17D3/03—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another
- F17D3/08—Arrangements for supervising or controlling working operations for controlling, signalling, or supervising the conveyance of several different products following one another in the same conduit, e.g. for switching from one receiving tank to another the different products being separated by "go-devils", e.g. spheres
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører produksjon av naturgass fra et offshore produksjonsanlegg, un-dersjøisk eller på en plattform. Nærmere bestemt en fremgangsmåte og anordning for begrensning av væskeansamling i en rørledning for flerfasestrømning, særlig ved redusert produksjon. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en anordning for begrensning av væskeansamling i en rørledning for føring av en flerfasestrømning mellom et produksjonsanlegg for gass og et prosesseringsanlegg for nevnte gass; hvilket prosesseringsanlegg innbefatter en separator for separasjon av væske fra gassen. The invention relates to the production of natural gas from an offshore production facility, undersea or on a platform. More specifically, a method and device for limiting liquid accumulation in a pipeline for multiphase flow, particularly in case of reduced production. More specifically, the invention relates to a device for limiting liquid accumulation in a pipeline for conducting a multiphase flow between a production plant for gas and a processing plant for said gas; which processing plant includes a separator for separating the liquid from the gas.
Oppfinnelsen vedrører tilsvarende en fremgangsmåte for begrensning av væskeansamling i en rørledning for føring av en flerfasestrømning mellom et produksjonsanlegg for gass og et prosesseirngsanlegg for nevnte gass, innbefattende en separasjon av væsken fra gassen i nevnte prosesseringsanlegg. The invention similarly relates to a method for limiting liquid accumulation in a pipeline for conducting a multiphase flow between a production plant for gas and a processing plant for said gas, including a separation of the liquid from the gas in said processing plant.
I den senere tid er det funnet flere gassfelt på dypt vann, som tenkes produsert ved å la gassen strømme direkte fra feltet, drevet av trykket i reservoaret. Som regel inneholder gassen noe væske, som kan være kondensert vann, produsert vann, hydratinhibitor eller gasskondensat. Man bruker derfor uttrykket tofasestrøm eller flerfasestrøm om forholdene i rørledningene til land. In recent times, several gas fields have been found in deep water, which are thought to be produced by allowing the gas to flow directly from the field, driven by the pressure in the reservoir. As a rule, the gas contains some liquid, which can be condensed water, produced water, hydrate inhibitor or gas condensate. The term two-phase current or multiphase current is therefore used for the conditions in the pipelines to land.
Figur 1 viser et typisk arrangement for et slikt gassfelt. Brønnhoder med ventiltrær og samlemanifolder er plassert i et anlegg 4 på havbunnen over reservoaret 2, med rørled-ninger 10,12 langs havbunnen til en terminal 6 på land eller på en plattform på grunne-re vann, hvor gassen blir prosessert til ønsket kvalitet for videre transport og salg. Figur 1 viser ilandføring gjennom minst to parallelle rørledninger. Figure 1 shows a typical arrangement for such a gas field. Wellheads with valve trees and collecting manifolds are placed in a facility 4 on the seabed above the reservoir 2, with pipelines 10,12 along the seabed to a terminal 6 on land or on a platform in shallower water, where the gas is processed to the desired quality for further transport and sale. Figure 1 shows ashore introduction through at least two parallel pipelines.
I en tofasestrøm vil væsken som følge av overflatefenomener mellom fasene bli revet med av gassen (liquid sweeping). Medrivningseffekten (sweeping) er større jo høyere gasshastigheten er. Væskefasen i en tofasestrøm vil flyte med lavere hastighet enn gass-fasen, og føre til en akkumulasjon av væske i rørledningen inntil likevekt inntreffer mellom "sweeping"-effekten og væskens treghet. Dette likevektspunktet er også meget av-hengig av rørledningens profil. Med rørledninger som stiger mellom feltet og landterminalen, vil væskehastigheten bli redusert ved at væsken vil tendere mot å renne tilbake. Imidlertid vil medrivningseffekten også være til stede i dette tilfellet; dog vil likevektspunktet oppnås ved en høyere væskeakkumulasjon. In a two-phase flow, as a result of surface phenomena between the phases, the liquid will be swept along by the gas (liquid sweeping). The entrainment effect (sweeping) is greater the higher the gas velocity. The liquid phase in a two-phase flow will flow at a lower speed than the gas phase, leading to an accumulation of liquid in the pipeline until equilibrium occurs between the "sweeping" effect and the inertia of the liquid. This equilibrium point is also highly dependent on the pipeline's profile. With pipelines rising between the field and the land terminal, the fluid velocity will be reduced as the fluid will tend to flow back. However, the entrainment effect will also be present in this case; however, the equilibrium point will be reached at a higher liquid accumulation.
Ved en gitt gasshastighet, vil mengden væske akkumulert i rørledningen være en direkte funksjon av væskens sammensetning, væskerate og rørledningens stigning. Figur 1 viser et eksempel med en krapp stigning i den første delen av rørledningen, fulgt av en slake-re trase inn mot landterminalen. At a given gas velocity, the amount of liquid accumulated in the pipeline will be a direct function of the liquid composition, liquid rate, and pipeline pitch. Figure 1 shows an example with a steep rise in the first part of the pipeline, followed by a gentler route towards the land terminal.
Figur 2 illustrerer et beregningseksempel på forholdene i et rørledningssystem som angitt i figur 1 og viser væskeakkumulasjon som funksjon av gassrate. Eksemplet repre-senterer en 24" rørledning med væskerate (vann og MEG (MonoEtylenGlycol)) på ca. 75 Sm<3>/million Sm<3> gass. På de første 15 km stiger røret fra ca 650 m havdyp til 100 m dyp ("Midwater line"), i de neste 30 km stiger røret fra 100 m dyp til +10 m over havni-vå ("Trunkline"). Rørledningen er dimensjonert for en kapasitet på 20 millioner Sm<3>/dag ("Design Flow"). Figure 2 illustrates a calculation example of the conditions in a pipeline system as indicated in Figure 1 and shows liquid accumulation as a function of gas rate. The example represents a 24" pipeline with a liquid rate (water and MEG (MonoEtylenGlycol)) of approx. 75 Sm<3>/million Sm<3> gas. In the first 15 km the pipe rises from approx. 650 m sea depth to 100 m depth ("Midwater line"), in the next 30 km the pipe rises from 100 m deep to +10 m above sea level ("Trunkline"). The pipeline is designed for a capacity of 20 million Sm<3>/day ("Design Flow").
Som vist i figur 2 viser beregninger en akkumulert væskemengde på ca 100 m<3> i begge rørsegmentene når rørledningen leverer full kapasitet. Dersom strømningsraten reduseres til 50%, øker akkumulert væskemengde til ca det dobbelte i begge rørsegmentene. Reduksjon til 30% gir væskemengder på 800 m<3> i den bratte delen, og ca 400 m3 i den slake delen, til sammen 1200 m . Tilsvarende tall for en reduksjon til 20% strøm er 800 m3 og 1550 m<3>, til sammen 2350 rn3- As shown in figure 2, calculations show an accumulated amount of liquid of approximately 100 m<3> in both pipe segments when the pipeline delivers full capacity. If the flow rate is reduced to 50%, the accumulated amount of liquid increases to approximately double in both pipe segments. Reduction to 30% gives liquid quantities of 800 m<3> in the steep part, and approx. 400 m3 in the gentle part, a total of 1200 m . Corresponding figures for a reduction to 20% current are 800 m3 and 1550 m<3>, a total of 2350 rn3-
For praktiske formål, skal det bemerkes at simuleringsverktøyet som er brukt i bereg-ningene er unøyaktig ved lave rater, så beregnede verdier i dette området må gis vesentlige påslag før bruk ved dimensjonering av utstyr. For practical purposes, it should be noted that the simulation tool used in the calculations is inaccurate at low rates, so calculated values in this range must be given significant allowances before use when sizing equipment.
Når kapasiteten i en rørledning som har vært operert med en lav rate skal økes til en høyere rate, vil rørledningssystemet tømmes for forskjellen i akkumulert væskevolum mellom de to driftstilstander. For eksempel vil en ved økning ("ramp-up") fra 30% strøm til full kapasitet gi en utstrømning på ca 1000 m3 væske i tillegg til den produserte væskemengden. Tømmeraten vil være størst når strømningsøkningen starter, allerede ved 50% strøm er 800 m<3> av totalt 1000 m3 ute av systemet. When the capacity in a pipeline that has been operated at a low rate is to be increased to a higher rate, the pipeline system will be emptied of the difference in accumulated liquid volume between the two operating states. For example, an increase ("ramp-up") from 30% current to full capacity will give an outflow of approx. 1000 m3 of liquid in addition to the quantity of liquid produced. The emptying rate will be greatest when the flow increase starts, already at 50% flow 800 m<3> of a total of 1000 m3 is out of the system.
Der rørledningene kommer inn på landterminalen, må det finnes væskeakkumulatorer for å ta opp slike ekstra "surge" volumer, såkalte "slugcatchers". Disse dimensjoneres normalt ut fra forventet surgevolum og ønsket tid for ramp-up, og kan lett få svære dimensjoner. Where the pipelines enter the land terminal, there must be liquid accumulators to absorb such extra "surge" volumes, so-called "slugcatchers". These are normally dimensioned based on the expected surge volume and the desired time for ramp-up, and can easily have large dimensions.
Slugcatcher dimensjon vil også påvirkes av landanleggets prosesseringskapasitet ned-strøms slugcatcheren. Det vil imidlertid være ønskelig å begrense denne kapasiteten til minst mulig over anleggets normalbelastning. Slugcatcher dimensions will also be affected by the land plant's processing capacity downstream of the slugcatcher. However, it would be desirable to limit this capacity to as little as possible above the plant's normal load.
Det er ønskelig å begrense akkumulering av væske i rørledningssystemet med tilsvarende høye tømmerater, hvilket vil redusere nødvendige dimensjoner for slugcatcher systemene, samt begrense nødvendig overkapasitet i væskebehandlingssystemene ned-strøms slugcatcheren. En redusert væskeansamling vil tilsi en reduksjon i slugcatcher dimensjon og utpumpingsrate; reduksjon av kapasitet for væskeseparator (separering av kondensat fra vann/MEG); reduksjon av lagertanker for vann/MEG og regenerert MEG, samt et redusert behov for MEG regenereringskapasitet. It is desirable to limit the accumulation of liquid in the pipeline system with correspondingly high logging rates, which will reduce the necessary dimensions for the slugcatcher systems, as well as limit the necessary excess capacity in the liquid treatment systems downstream of the slugcatcher. A reduced liquid accumulation will imply a reduction in slugcatcher size and pump-out rate; reduction of liquid separator capacity (separation of condensate from water/MEG); reduction of storage tanks for water/MEG and regenerated MEG, as well as a reduced need for MEG regeneration capacity.
Det er derfor ønskelig å operere rørledningssystemet med høy gjennomstrømning, slik at god væskemedrivning bibeholdes. It is therefore desirable to operate the pipeline system with a high throughput, so that good liquid entrainment is maintained.
Imidlertid er det ikke alltid mulig å operere systemet med en så høy produksjonsrate som kunne være ønskelig. Eksportmulighetene (fra prosesseringsanlegget) kan være begrenset, eller ulike omstendigheter kan nødvendiggjøre en stans i deler av eller hele produksjonssystemet. However, it is not always possible to operate the system with as high a production rate as would be desirable. The export possibilities (from the processing plant) may be limited, or various circumstances may necessitate a stoppage in part or all of the production system.
I et transportsystem med to rørledninger, vil strømningsrater under 50% av full kapasitet normalt tilsi at all gassen ledes gjennom den ene ledningen for å opprettholde god væskemedrivning og minimal væskeakkumulasjon i den rørledningen som benyttes. Det vil derfor ved lave produksjonsrater være en rørledning "ledig". In a transport system with two pipelines, flow rates below 50% of full capacity will normally mean that all the gas is routed through one pipeline to maintain good liquid entrainment and minimal liquid accumulation in the pipeline being used. There will therefore be a pipeline "free" at low production rates.
Som vist i figur 2, er det et tydelig punkt hvor væskeakkumuleringsraten øker bratt med synkende strømningsrate; i eksemplet ved ca 50% av ledningens kapasitet. As shown in Figure 2, there is a clear point where the liquid accumulation rate increases steeply with decreasing flow rate; in the example at about 50% of the line's capacity.
Det er derfor ønskelig å opprettholde en gasstrøm gjennom rørledningen godt over dette punktet, for eksempel minst 60 til 70% av ledningens kapasitet. It is therefore desirable to maintain a gas flow through the pipeline well above this point, for example at least 60 to 70% of the pipeline's capacity.
Den forliggende oppfinnelse løser de ovenfor beskrevne problemer og møter de ønskede målsetninger, ved en anordning for begrensning av væskeansamling i en rørledning for føring av en flerfasestrømning mellom et produksjonsanlegg for gass og et prosesseringsanlegg for nevnte gass; hvilket prosesseirngsanlegg innbefatter en separator for separasjon av væske fra gassen. Anordningen ifølge oppfinnelsen kjennetegnes ved en resirkuleringsledning som ved sin første ende selektivt kan tilknyttes strømningen på separatorens gassutløpsside, og som ved sin andre ende selektivt kan tilknyttes rørled-ningen ved produksjonsanlegget, hvorved en valgt gassmengde under trykk selektivt kan føres fra prosesseringsanlegget og inn i rørledningen ved produksjonsanlegget, for derved å øke gassraten i rørledningen og dermed medrivningseffekten mellom væske og gass, med det formål å begrense væskeansamling i rørledningen. The present invention solves the problems described above and meets the desired objectives, by means of a device for limiting liquid accumulation in a pipeline for conducting a multiphase flow between a production plant for gas and a processing plant for said gas; which process plant includes a separator for separating the liquid from the gas. The device according to the invention is characterized by a recycling line which can be selectively connected at its first end to the flow on the gas outlet side of the separator, and which can be selectively connected to the pipeline at the production plant at its other end, whereby a selected quantity of gas under pressure can be selectively fed from the processing plant and into the pipeline at the production facility, thereby increasing the gas rate in the pipeline and thus the entrainment effect between liquid and gas, with the aim of limiting liquid accumulation in the pipeline.
Foretrukne trekk ved anordningen ifølge oppfinnelsen fremgår av de medfølgende krav 2-8. Preferred features of the device according to the invention appear from the accompanying claims 2-8.
Fremgangsmåten for begrensning av væskeansamling i en rørledning for føring av en flerfasestrømning mellom et produksjonsanlegg for gass og et prosesseirngsanlegg for nevnte gass, innbefattende en separasjon av væsken fra gassen i nevnte prosesseringsanlegg, kjennetegnes ved selektivt å føre en valgt volumstrøm av fraseparert gass under trykk fra prosesseringsanlegget, via ledninger og inn i rørledningen ved produksjonsanlegget, for derved å øke gassraten i rørledningen og dermed medrivningseffekten mellom væske og gass, med det formål å begrense væskeansamling i rørledningen. The method for limiting liquid accumulation in a pipeline for carrying a multiphase flow between a production plant for gas and a processing plant for said gas, including a separation of the liquid from the gas in said processing plant, is characterized by selectively passing a selected volume flow of separated gas under pressure from the processing plant, via lines and into the pipeline at the production plant, thereby increasing the gas rate in the pipeline and thus the entrainment effect between liquid and gas, with the aim of limiting liquid accumulation in the pipeline.
Foretrukne trekk ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen fremgår av de medfølgende krav 10-12. Preferred features of the method according to the invention appear from the accompanying claims 10-12.
Oppfinnelsen muliggjør redusert akkumulering av væske i rørledningssystemet med tilsvarende høye tømmerater, hvilket medfører reduserte nødvendige dimensjoner for ulike systemer som angitt over. Oppfinnelsens formål oppnås ved å kunne operere rør-ledningssystemet med høy gjennomstrømning, slik at god væskemedrivning bibeholdes. The invention enables reduced accumulation of liquid in the pipeline system with correspondingly high logging rates, which results in reduced required dimensions for various systems as stated above. The purpose of the invention is achieved by being able to operate the pipeline system with a high throughput, so that good liquid entrainment is maintained.
Ved å resirkulere gass fra landterminalen tilbake til rørledningenes startpunkt ute på feltet gjennom den "ledige" rørledningen, muliggjøres en opprettholdelse av en gass-strøm gjennom rørledningen på godt over 50% av ledningens kapasitet, for eksempel 60 til 70% av ledningens kapasitet. Resirkulering startes opp når produsert gassmengde er redusert til ønsket strømning. Produksjonen reduseres videre til ønsket eksportvolum, samtidig som resirkuleirngsraten økes for å opprettholde volumstrømmen i den første rørledningen. By recirculating gas from the land terminal back to the pipeline's starting point out in the field through the "idle" pipeline, it is possible to maintain a gas flow through the pipeline of well over 50% of the pipeline's capacity, for example 60 to 70% of the pipeline's capacity. Recirculation is started when the amount of gas produced has been reduced to the desired flow. Production is further reduced to the desired export volume, while the recycling rate is increased to maintain the volume flow in the first pipeline.
En slik resirkulering av gass tilbake til rørledningenes startpunkt ute på feltet, krever ved et system hvor reservoarstrømmen drives til land bare av reservoartrykket, at resir-kulasjonsgassen ledes inn i returledningen ved noe høyere trykk enn ankomsttrykket, enten ved at returgassen komprimeres i en egen resirkulasjons-kompressor, eller at eventuelle eksportkompressorer anvendes. Kraftbehovet er imidlertid begrenset, da det kun er friksjonstapet i de to ledninger som skal kompenseres, og ikke trykktap som føl-ge av elevasjonsendring. Friksjonstapet er også mindre enn ved full strømningsrate, spesielt i returledningen. Such recirculation of gas back to the pipeline's starting point out in the field requires, in a system where the reservoir flow is driven ashore only by the reservoir pressure, that the recirculation gas is led into the return line at a slightly higher pressure than the arrival pressure, either by the return gas being compressed in a separate recirculation compressor, or that any export compressors are used. However, the power requirement is limited, as it is only the friction loss in the two lines that must be compensated, and not pressure loss as a result of elevation change. The friction loss is also less than at full flow rate, especially in the return line.
En variant av systemet vil kunne utnyttes der hvor en kompressorstasjon er installert som en del av rørledningssystemet offshore. Tilstrekkelig trykk for resirkulasjon etable-res på kompressorstasjonen, på landterminalen splittes strømmen i produsert salgsgass og resirkulasjonsgass. A variant of the system can be used where a compressor station is installed as part of the pipeline system offshore. Sufficient pressure for recirculation is established at the compressor station, at the land terminal the flow is split into produced sales gas and recirculation gas.
En utførselsesform av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i ytterligere detalj, med henvisning til de medfølgende figurene, der like deler har like henvisningstall. Figur 1 er en skjematisk skisse av et undervanns gassfelt, ilandføringsrørledninger og landanlegg. Figur 2 illustrerer et beregningseksempel og viser væskeakkumulasjon som funksjon av gassrate. Figur 3 er en prinsippskisse av en første utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen. Figur 4 viser anordningen i figur 3, og illustrerer en tilstand der begge rørledningene produserer fra reservoaret. Figur 5 viser anordningen i figur 3, og illustrerer fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Figur 6 er en prinsippskisse av en andre utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen. Figur 7 viser anordningen i figur 6, og illustrerer en tilstand der begge rørledningene produserer fra reservoaret. Figur 8 viser anordningen i figur 6, og illustrerer fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Figur 9 er en prinsippskisse av en tredje utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen. Figur 10 er et eksempel på et produksjonssystem som anvender anordningen og fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Figur ler som tidligere nevnt en illustrasjon av et typisk arrangement for et gassfelt og behandlingsanlegg der oppfinnelsen kan finne anvendelse. Som nevnt forutsetter oppfinnelsen minst to rørledninger 10,12 mellom prosesseringsanlegget 6 og produksjonsanlegget 4. I en praktisk utførelse av oppfinnelsen antas det at gass fra de enkelte brøn-nene ledes til manifolder på havbunnen, som igjen er forbundet med de to ilandførings-ledningene. Dette er antydet i figur 10, som vil bli beskrevet senere. Figur 3 er en prinsippskisse av en første utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen. Figuren viser et reservoar 2 i undergrunnen, samt et produksjonsanlegg 4 som i figurene 1 og 10 er vist som undersjøiske anlegg, men som også kan være plattformba-sert. De to ilandføringsledningene 10,12 er knyttet opp mot henholdsvis første og andre slugcatcher og innløpsseparator 14,16 i prosesseringsanlegget 6. Prosesseringsanlegget 6 er på land eller på en plattform over havflaten. An embodiment of the invention will now be described in further detail, with reference to the accompanying figures, where like parts have like reference numbers. Figure 1 is a schematic sketch of an underwater gas field, ashore pipelines and onshore facilities. Figure 2 illustrates a calculation example and shows liquid accumulation as a function of gas rate. Figure 3 is a schematic diagram of a first embodiment of the device according to the invention. Figure 4 shows the device in Figure 3, and illustrates a condition where both pipelines produce from the reservoir. Figure 5 shows the device in Figure 3, and illustrates the method according to the invention. Figure 6 is a schematic diagram of a second embodiment of the device according to the invention. Figure 7 shows the device in Figure 6, and illustrates a condition where both pipelines produce from the reservoir. Figure 8 shows the device in Figure 6, and illustrates the method according to the invention. Figure 9 is a schematic diagram of a third embodiment of the device according to the invention. Figure 10 is an example of a production system that uses the device and method according to the invention. As previously mentioned, the figure shows an illustration of a typical arrangement for a gas field and treatment plant where the invention may find application. As mentioned, the invention requires at least two pipelines 10, 12 between the processing plant 6 and the production plant 4. In a practical embodiment of the invention, it is assumed that gas from the individual wells is led to manifolds on the seabed, which in turn are connected to the two ashore lines. This is indicated in Figure 10, which will be described later. Figure 3 is a schematic diagram of a first embodiment of the device according to the invention. The figure shows a reservoir 2 in the underground, as well as a production plant 4 which in figures 1 and 10 is shown as an underwater plant, but which can also be platform-based. The two ashore lines 10,12 are connected respectively to the first and second slugcatcher and inlet separator 14,16 in the processing facility 6. The processing facility 6 is on land or on a platform above the sea surface.
Gassen produseres som nevnt fra reservoar 2, føres via det produksjonsanlegget 4 i en eller begge av ledningene 10,12 til prosesseringsanlegget 6.1 prosesseringsanlegget separeres væsken fra gassen i i og for seg kjente enheter 14,16 og utskilt væske føres ut gjennom respektive avtak 15,17 på kjent måte. Gassen viderebehandles så i prosessutstyr 26 før gassen ledes inn i en eksportkompressor 28 for videre transport gjennom en eksportledning 34. Behandlingen i separatorene 14,16 og prosessenheten 26 er kjent teknikk og omfattes ikke av oppfinnelsen. Figur 1 viser videre et antall ventiler, hvis funksjon vil bli beskrevet ytterligere i det etterfølgende. Det skal forøvrig bemerkes at kun komponenter som er nødvendige eller hensiktsmessige for å beskrive oppfinnelsen, er tatt med her. As mentioned, the gas is produced from reservoir 2, is fed via the production plant 4 in one or both of the lines 10,12 to the processing plant 6.1 the processing plant, the liquid is separated from the gas in units known per se 14,16 and separated liquid is led out through respective outlets 15,17 in a known manner. The gas is then further processed in process equipment 26 before the gas is led into an export compressor 28 for further transport through an export line 34. The processing in the separators 14,16 and the process unit 26 is known technology and is not covered by the invention. Figure 1 also shows a number of valves, the function of which will be further described in what follows. It should also be noted that only components that are necessary or appropriate for describing the invention are included here.
De to produksjonsledningene 10,12 er i produksjonsanlegget 4 knyttet sammen via en forbindelsesledning 22. Denne forbindelsen (mellom ledningene 10 og 12) kan selektivt åpnes eller stenges via ventilen 24. The two production lines 10,12 are connected in the production plant 4 via a connecting line 22. This connection (between the lines 10 and 12) can be selectively opened or closed via the valve 24.
I prosesseringsanlegget 6 er der en resirkuleirngsledning 30 tilkoplet mellom utløpssi-den av eksportkompressoren 28 og en av ledningene 10,12 før den respektive innløps-separator og slugcatcher (hhv. 14,16). Figur 3 viser resirkuleringsledningen 30 tilkoplet den andre ledningen 12, men oppfinnelsen dekker også det tilfellet der resirkuleringsledningen 30 er tilkoplet den første ledningen 10. Figur 3 illustrerer således den inventi-ve idé. In the processing plant 6, a recycling line 30 is connected between the outlet side of the export compressor 28 and one of the lines 10,12 before the respective inlet separator and slugcatcher (respectively 14,16). Figure 3 shows the recycling line 30 connected to the second line 12, but the invention also covers the case where the recycling line 30 is connected to the first line 10. Figure 3 thus illustrates the inventive idea.
Det vises nå til figur 4 som i og for seg er lik figur 3, men der det i tillegg er illustrert en tilstand der begge rørledningene 10,12 produserer fra reservoaret 2. Det fremgår der at ventilene 18,20 i produksjonsanlegget 4 begge er åpne, og det strømmer dermed en flerfasestrømning gjennom ledningene 10,12 til prosesseringsanlegget 6. Likeledes er ventilene 36,37 åpne, slik at flerfasestrømmen ledes inn i henholdsvis første 14 og andre 16 slugcatcher og innløpsseparator før gassen viderebehandles i prosessutstyret 26 og trykksettes i eksportkompressoren 28 for eksport via ledningen 34. Resirkuleirngsled-ningen 30 er stengt ved ventilene 32,33. Likeledes er ventilen 24 i forbindelsesledning-en 22 avstengt for å hindre strømning mellom ledningene 10,12. Reference is now made to Figure 4, which in and of itself is similar to Figure 3, but in which there is also illustrated a condition where both pipelines 10,12 produce from the reservoir 2. It appears there that the valves 18,20 in the production plant 4 are both open , and a multiphase flow thus flows through the lines 10,12 to the processing plant 6. Likewise, the valves 36,37 are open, so that the multiphase flow is led into the first 14 and second 16 slugcatcher and inlet separator, respectively, before the gas is further processed in the processing equipment 26 and pressurized in the export compressor 28 for export via the line 34. The recycling line 30 is closed at the valves 32,33. Likewise, the valve 24 in the connection line 22 is closed to prevent flow between the lines 10,12.
Figur S viser anordningen i figur 3, og illustrerer fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen der en del av ledningen 12 benyttes som en del av resirkuleringsledningen. Figuren viser at ventilen 20 er stengt, dvs. det produseres ikke gass fra reservoaret i rørledningen 12. Produksjonen fra reservoaret 2 skjer nå kun via ledningen 10, og det fremgår at Figure S shows the device in Figure 3, and illustrates the method according to the invention where part of the line 12 is used as part of the recycling line. The figure shows that the valve 20 is closed, i.e. no gas is produced from the reservoir in the pipeline 12. The production from the reservoir 2 now only takes place via the pipeline 10, and it appears that
strømningen går gjennom de åpne ventilene 18,37 og inn i innløps- og prosesseringsut-styret 14,26 før gassen videre komprimeres i eksportkompressoren 28. Ventilene 20 og 36 i ledningen 12 er som nevnt stengt. Ventil 33 i resirkuleringsledningen 30 er åpen for å kunne lede en valgt mengde gass fra eksportkompressorens utløpsside gjennom resirkuleringsledningen 30, gjennom den åpne ventilen 32 og videre gjennom en del av rør-ledningen 12, til produksjonsanlegget 4 offshore. Ved at ventilen 20 er avstengt og ventilen 24 er åpen, ledes den resirkulerte gassen således under trykk gjennom forbindelses-ledningen 22 og inn i rørledningen 10. På denne måten økes gassraten i rørledningen 10 og dermed medrivningseffekten mellom væske og gass slik at væskeansamlingen i rør-ledningen 10 begrenses. the flow goes through the open valves 18,37 and into the inlet and processing equipment 14,26 before the gas is further compressed in the export compressor 28. The valves 20 and 36 in the line 12 are closed as mentioned. Valve 33 in the recirculation line 30 is open to be able to lead a selected amount of gas from the export compressor's outlet side through the recirculation line 30, through the open valve 32 and further through part of the pipeline 12, to the production facility 4 offshore. By the fact that the valve 20 is closed and the valve 24 is open, the recycled gas is thus led under pressure through the connection line 22 and into the pipeline 10. In this way, the gas rate in the pipeline 10 is increased and thus the entrainment effect between liquid and gas so that the accumulation of liquid in the pipe - the line 10 is restricted.
Figur 6 viser en andre utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen. Til forskjell fra figur 3 er her resirkuleringsledningen 30' tilkoplet før prosesseringssystemet 26 og eksportkompressoren 28. Figuren viser at resirkuleringsledningen 30' er tilkoplet etter den første slugcatcher og innløpsseparatorenheten 14, men som nevnt før prosesserings-utstyr og eksportkompressor, og videre er tilkoplet den andre rørledningen 12 hovedsa-kelig på samme sted som i figur 1. Denne utførelsesformen fordrer imidlertid en separat resirkuleringskompressor 40, som vist i figur 6. Forøvrig er anlegget som vist i figur 3. Figur 7 viser (på samme måte som figur 4) en tilstand der begge rørledningene produserer fra reservoaret. Her er ventilene 24,32', 33' stengt, mens de øvrige ventilene i figurene er åpne. Det produseres således flerfasestrømning fra reservoaret gjennom begge rørledningene 10,12. Figur 8 viser, tilsvarende figur 5, fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen ved denne andre utførelsesformen. Ventilene 20 og 36 er stengt, mens ventilene 22,32' og 33' er åpne, slik at det ikke produseres flerfasestrømning gjennom rørledningen 12, men en valgt mengde (resirkulert) gass føres gjennom resirkuleringsledningen 30', komprimeres av resirkuleringskompressoren 40 og føres tilbake til produksjonsanlegget 4 via ledningen 30', 12 og 22. Figur 9 er en prinsippskisse av en tredje utførelsesform av anordningen ifølge oppfinnelsen, og viser en kompressor 40' i produksjonsledningen 10. En slik konfigurasjon kan være aktuell dersom reservoartrykket er utilstrekkelig. Utførelsesformen vist i figur 9 kan naturligvis også kombineres med utførelsesformen vist i figurene 6, 7 og 8. Figure 6 shows a second embodiment of the device according to the invention. In contrast to Figure 3, here the recirculation line 30' is connected before the processing system 26 and the export compressor 28. The figure shows that the recirculation line 30' is connected after the first slugcatcher and the inlet separator unit 14, but as mentioned before the processing equipment and export compressor, and the second one is also connected the pipeline 12 essentially in the same place as in Figure 1. This embodiment, however, requires a separate recirculation compressor 40, as shown in Figure 6. Otherwise, the plant is as shown in Figure 3. Figure 7 shows (in the same way as Figure 4) a state where both pipelines produce from the reservoir. Here the valves 24, 32', 33' are closed, while the other valves in the figures are open. Multiphase flow is thus produced from the reservoir through both pipelines 10,12. Figure 8 shows, corresponding to Figure 5, the method according to the invention in this second embodiment. Valves 20 and 36 are closed, while valves 22, 32' and 33' are open, so that no multiphase flow is produced through the pipeline 12, but a selected amount of (recycled) gas is passed through the recirculation line 30', compressed by the recirculation compressor 40 and returned to the production plant 4 via the line 30', 12 and 22. Figure 9 is a schematic diagram of a third embodiment of the device according to the invention, and shows a compressor 40' in the production line 10. Such a configuration may be relevant if the reservoir pressure is insufficient. The embodiment shown in Figure 9 can of course also be combined with the embodiment shown in Figures 6, 7 and 8.
Som nevnt forutsetter oppfinnelsen minst to rørledninger 10,12 mellom prosesseringsanlegget 6 og produksjonsanlegget 4. As mentioned, the invention requires at least two pipelines 10,12 between the processing plant 6 and the production plant 4.
Med hensyn til installasjoner på feltet, antas det at gass fra de enkelte brønnene ledes til manifolder, som igjen er forbundet med de to ilandføringsledningene, og at det er mulig å kople de to ledningene sammen. Ved lave produksjonsrater, antas produksjon fra et fåtall brønner som antydet på figur 10. With regard to installations on the field, it is assumed that gas from the individual wells is led to manifolds, which in turn are connected to the two ashore lines, and that it is possible to connect the two lines together. At low production rates, production from a small number of wells is assumed as indicated in figure 10.
I figur 10 er landanlegget er vist med to ledninger som ender i hver sin avstengnings-ventil og slugcatcher. Nedstrømssystemer som separator, dehydrering eventuelt hydro-karbon duggpunktkontroll og eksportkompresjon er antydet kun for det ene røret, i praksis er begge forbundet med disse systemene. In Figure 10, the land plant is shown with two lines that each end in a shut-off valve and slugcatcher. Downstream systems such as separator, dehydration possibly hydrocarbon dew point control and export compression are indicated only for one pipe, in practice both are connected with these systems.
Resirkulasjonskompressoren er vist med sug fra rett nedstrøms innløpsseparatoren, og leverer til returledningen på "utsiden" av avstengningsventilen. En resirkulasjonsstrøm baser på bruk av eksportkompressorene er også antydet. I dette tilfellet går returgassen gjennom hele prosessanlegget, hvilket egentlig ikke er nødvendig, dog behøver man da ikke hydratinhibering av returgassen. The recirculation compressor is shown with suction from just downstream of the inlet separator, delivering to the return line on the "outside" of the shut-off valve. A recirculation flow based on the use of the export compressors is also suggested. In this case, the return gas passes through the entire process plant, which is not really necessary, but then you do not need hydrate inhibition of the return gas.
I figur 10 er det vist et produksjonsscenario med produksjon på kun 10% av feltets kapasitet. Resirkulasjonsraten er 20% av feltets kapasitet, d.v.s at raten i produksjonsrør-ledningen er på 60% av denne ledningens kapasitet. Med referanse til Figur 2, vil væs-keakkumulasjonen reduseres fra 2350 m<3> til kun 350 m<3>. Figure 10 shows a production scenario with production of only 10% of the field's capacity. The recirculation rate is 20% of the field's capacity, i.e. the rate in the production pipeline is 60% of this pipeline's capacity. With reference to Figure 2, the liquid accumulation will be reduced from 2350 m<3> to only 350 m<3>.
Dersom feltet har vært nedstengt, med væskeakkumulasjon i rørledningssystemets lave punkter, kan resirkulasjonsmetoden brukes for å sirkulere ut det meste av den akkumu-lerte væsken før ny oppstart av produksjon. Dersom systemet i dette tilfellet har gass under trykk, kan resirkulering startes ved å starte kompressoren, med resirkulasjon av all gassen. Dersom systemet har redusert trykk, må rørledningssystemet fylles opp med gass fra reservoaret til ønsket trykk før oppstart. If the field has been shut down, with liquid accumulation in the pipeline system's low points, the recirculation method can be used to circulate out most of the accumulated liquid before restarting production. If the system in this case has gas under pressure, recirculation can be started by starting the compressor, with recirculation of all the gas. If the system has reduced pressure, the pipeline system must be filled up with gas from the reservoir to the desired pressure before start-up.
Selv om oppfinnelsen her er illustrert med henvisning til et undersjøisk produksjonsanlegg (4), vil fagmannen forstå at oppfinnelsen er like relevant overfor et produksjonsanlegg montert over havflaten eller andre steder. Selv om oppfinnelsen videre er illustrert med henvisning til et landbasert prosesseringsanlegg (6), vil fagmannen forstå at oppfinnelsen ikke skal begrenses til slike anlegg. Although the invention is illustrated here with reference to an underwater production plant (4), the person skilled in the art will understand that the invention is equally relevant to a production plant mounted above the sea surface or elsewhere. Although the invention is further illustrated with reference to a land-based processing plant (6), the person skilled in the art will understand that the invention should not be limited to such plants.
Claims (16)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20034489A NO319654B1 (en) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline |
| RU2006115701/06A RU2341723C2 (en) | 2003-10-07 | 2004-10-05 | System for reducing liquid collection in pipeline with polyphase flow |
| PCT/NO2004/000294 WO2005040670A1 (en) | 2003-10-07 | 2004-10-05 | Method and system for reducing liquid accumulation in a multiphase flow pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20034489A NO319654B1 (en) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20034489D0 NO20034489D0 (en) | 2003-10-07 |
| NO20034489L NO20034489L (en) | 2005-04-08 |
| NO319654B1 true NO319654B1 (en) | 2005-09-05 |
Family
ID=29417591
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20034489A NO319654B1 (en) | 2003-10-07 | 2003-10-07 | Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO319654B1 (en) |
| RU (1) | RU2341723C2 (en) |
| WO (1) | WO2005040670A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008004882A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Norsk Hydro Produksjon A.S. | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
Families Citing this family (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| AU2009242195B2 (en) | 2008-04-28 | 2012-07-26 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method of producing gaseous and liquid components from one or more multi-phase streams and an apparatus therefor |
| US8480788B2 (en) | 2008-04-28 | 2013-07-09 | Shell Oil Company | Method of bypassing a pipeline in a multiple pipeline system |
| CN104075113B (en) * | 2014-06-27 | 2017-02-01 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Oil-gas mixing transportation system and control method |
| CN104180160B (en) * | 2014-09-01 | 2017-05-03 | 汉纬尔机械(上海)有限公司 | Oil-gas mixing transportation system for screw compressor |
| CN105864638A (en) * | 2016-05-26 | 2016-08-17 | 成都正升能源技术开发有限公司 | Compressor set capable of achieving gas-liquid mixed delivery function |
| BR112019007067B1 (en) * | 2016-10-11 | 2023-04-18 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | SUBSEA WELL PRODUCTION SYSTEM AND WELL FLUID PRODUCTION METHOD |
| CN109114433A (en) | 2018-10-31 | 2019-01-01 | 官天日 | Two-chamber liquid back and forth drives multi-phase pipeline method and device thereof |
| CN111379973A (en) * | 2018-12-28 | 2020-07-07 | 中国石油天然气股份有限公司 | Condensate oil closed pump filling system and method |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6129150A (en) * | 1996-06-12 | 2000-10-10 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Method and equipment for offshore oil production by intermittent gas injection |
| US6267182B1 (en) * | 1996-06-12 | 2001-07-31 | Petroleo Brasileiro S. A. - Petrobras | Method and equipment for offshore oil production with primary gas separation and flow using the injection of high pressure gas |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4579565A (en) * | 1983-09-29 | 1986-04-01 | Heath Rodney T | Methods and apparatus for separating gases and liquids from natural gas wellhead effluent |
| BR9600248A (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Method and apparatus for draining subsea oil production with primary gas separation |
| BR9600249A (en) * | 1996-01-29 | 1997-12-23 | Petroleo Brasileiro Sa | Method and apparatus for the disposal of subsea oil production |
| WO2001053649A2 (en) * | 2000-01-17 | 2001-07-26 | Lattice Intellectual Property Ltd | Slugging control |
-
2003
- 2003-10-07 NO NO20034489A patent/NO319654B1/en not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-10-05 WO PCT/NO2004/000294 patent/WO2005040670A1/en active Application Filing
- 2004-10-05 RU RU2006115701/06A patent/RU2341723C2/en active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6129150A (en) * | 1996-06-12 | 2000-10-10 | Petroleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Method and equipment for offshore oil production by intermittent gas injection |
| US6267182B1 (en) * | 1996-06-12 | 2001-07-31 | Petroleo Brasileiro S. A. - Petrobras | Method and equipment for offshore oil production with primary gas separation and flow using the injection of high pressure gas |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2008004882A1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-01-10 | Norsk Hydro Produksjon A.S. | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
| GB2454125A (en) * | 2006-07-07 | 2009-04-29 | Shell Int Research | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
| GB2454125B (en) * | 2006-07-07 | 2011-07-27 | Shell Int Research | Method of processing a multiphase well effluent mixture |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20034489L (en) | 2005-04-08 |
| RU2341723C2 (en) | 2008-12-20 |
| NO20034489D0 (en) | 2003-10-07 |
| RU2006115701A (en) | 2007-11-27 |
| WO2005040670A1 (en) | 2005-05-06 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6907933B2 (en) | Sub-sea blow case compressor | |
| RU2462591C2 (en) | Underwater plant and method for separation of liquid fraction and gas fraction | |
| NO332062B1 (en) | Assembly for separating a multiphase stream | |
| US8186442B2 (en) | System, vessel and method for production of oil and heavier gas fractions from a reservoir below the seabed | |
| NO344355B1 (en) | Liquid control method in multiphase fluid pipelines | |
| NO316837B1 (en) | Device for separating fluids | |
| NO128231B (en) | ||
| NO324778B1 (en) | Fluid separation system and method. | |
| NO324110B1 (en) | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. | |
| NO319654B1 (en) | Method and apparatus for limiting fluid accumulation in a multiphase flow pipeline | |
| US20190360319A1 (en) | Offshore hydrocarbon processing facility and method of operation | |
| NO312138B1 (en) | Process and sea-based installation for handling and processing of multi-fraction hydrocarbons for sea | |
| NO20110997A1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE | |
| NO328938B1 (en) | Separator device and method for passing gas past a liquid pump in a production system | |
| WO2011073203A1 (en) | Separating multiphase effluents of an underwater well | |
| NO335664B1 (en) | Method and system for collecting and evacuating drainage fluid in an underwater compression system | |
| AU2013301553B2 (en) | Subsea processing | |
| NO162486B (en) | PROCEDURAL TEA AND APPARATUS FOR MANUFACTURING FLUID PRODUCTS. | |
| NO842406L (en) | PROCEDURE AND SYSTEM FOR PRODUCING NATURAL GAS FROM BURNER OUTSIDE THE COAST | |
| NO20140053A1 (en) | Subsea Separation System | |
| GB2554076A (en) | Subsea hydrocarbon processing | |
| WO2021168525A1 (en) | System and method for offshore gas production with a single-phase flow to shore | |
| KR101507226B1 (en) | Dual pipe system for high productivity of undersea plant | |
| RU2157718C2 (en) | Plant for trapping of light fractions of oil and oil products | |
| NO320414B1 (en) | Underwater multiphase conduction |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: AKER SOLUTIONS AS, NO |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 488, 0213 OSLO, NORGE |
|
| MK1K | Patent expired |