NO321304B1 - Undervanns kompressorstasjon - Google Patents

Undervanns kompressorstasjon Download PDF

Info

Publication number
NO321304B1
NO321304B1 NO20034055A NO20034055A NO321304B1 NO 321304 B1 NO321304 B1 NO 321304B1 NO 20034055 A NO20034055 A NO 20034055A NO 20034055 A NO20034055 A NO 20034055A NO 321304 B1 NO321304 B1 NO 321304B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
flow
compressor
line
stated
gas
Prior art date
Application number
NO20034055A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20034055D0 (no
NO20034055L (no
Inventor
Kjell Olav Stinessen
Hakon Skofteland
Original Assignee
Kvaerner Oilfield Prod As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=29245030&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=NO321304(B1) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Kvaerner Oilfield Prod As filed Critical Kvaerner Oilfield Prod As
Priority to NO20034055A priority Critical patent/NO321304B1/no
Publication of NO20034055D0 publication Critical patent/NO20034055D0/no
Priority to PCT/NO2004/000268 priority patent/WO2005026497A1/en
Priority to CA2537779A priority patent/CA2537779C/en
Priority to AU2004272938A priority patent/AU2004272938B2/en
Priority to US10/571,251 priority patent/US7819950B2/en
Priority to GB0604206A priority patent/GB2421531A/en
Priority to RU2006107370/03A priority patent/RU2341655C2/ru
Priority to GB0700656A priority patent/GB2433759B/en
Publication of NO20034055L publication Critical patent/NO20034055L/no
Priority to NO20061586A priority patent/NO20061586L/no
Publication of NO321304B1 publication Critical patent/NO321304B1/no
Priority to NO20091914A priority patent/NO20091914L/no
Priority to AU2009202054A priority patent/AU2009202054B2/en

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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

Description

Oppfinnelsen vedrører undervanns gasskompresjon.
Mer bestemt vedrører oppfinnelsen et system og en fremgangsmåte for avkjøling av en brønnstrøm ned til, eller i området for, temperaturen til den omgivende sjøvann før brønnstrømgassen kommer inn i væskeutskilleren.
Det kan synes ønskelig å bestrebe seg på å holde separasjonstemperaturen i separatoren/væskeutskilleren i en undervanns kompresjonsstasjon og temperaturen i gassen som forlater væskeutskilleren over i hydrattemperaturen, cirka 25°C eller mer, for å unngå hydratdannelse. For overstellet og på land er det typisk å isolere og å benytte varmeføl-geledninger for røret mellom væskeutskilleren og kompressorens innløp for å holde det over hydrattemperaturen.
Separasjon ved 25°C eller mer krever mer kompresjonskraft, cirka 10%, sammenliknet med separasjon og kompresjon ved sjøvannstemperaturen, som på dypt vann - typisk 200 m eller mer, er tilnærmet konstant. Temperaturen på dypt vann kan typisk være i området -2 til +4°C, og tilnærmet konstant for et gitt sted. Sammenliknet med de klima-tiske tilstander på land og på overstellet, hvilke kan variere fra f.eks. -30°C til +30°C over årstidene, har tilstandene under vann den betydelige fordel at det er konstant temperatur.
Brønnstrømmen fra undervanns olje- og gassbrønner inhiberes mot hydrater ved injeksjon av MEG, DEG, TEG, metanol eller andre kjemikalier. Den eneste bekymring om mulig hydratdannelse i kompresjonsstasjonen under vann er derfor i gassen fra den forlater separasjonsgrenseflaten i væskeutskilleren til gassen blandes med væskefasen i brønnstrømmen nedstrøms stasjonen.
Denne bekymringen blir imidlertid eliminert eller redusert til ubetydelig hvis separasjo-nen/væskeutskillingen utføres ved eller nær sjøvannstemperaturen. Årsaken til dette er at temperaturen i den separerte gassen ikke kan bli kaldere enn det omgivende sjøvannet, og følgelig kan ikke noe vann kondenseres ut fra gassen og danne fritt vann. Fritt vann er forutsetningen for hydratdannelse, hvilket simpelthen er at vannet i væskeform fryser til is ved temperaturer over 0°C på grunn av påvirkning av lette hydrokarboner.
Det kan bemerkes at gasstemperaturen mellom væskeutskillerens utløp og kompressorens innløp kan reduseres noe ved hjelp av noe struping, typisk gjennom en blende, dyse eller en V-konusmåler for sfrømningsmåling. Slik struping vil imidlertid være beskje-den, typisk en del av 1 bar. Beregninger har vist at trykkreduksjonen i gassen motvirker kondensasjon på grunn av temperatursenkingen. I tillegg vil rørveggen ha sjøvannstem-peratur, og den virker derfor som en naturlig varmefølgeledning. Det tilsynelatende pa-radoks er derfor at hydratkontroll oppnås ved å utføre væskeutskillingen ved sjø-vannstemperatur.
Det vises til figur 1, som skjematisk viser en undervanns kompressorstasjon ifølge kjent teknikk. Brønnstrømfluider (for eksempel fra en undervanns brannramme eller manifold) mates i forbindelsesledningen 12 inn i en separasjonsbeholder 16. Etter separasjon bringes gass til å strømme inn i kompressormodulen 19, hvor den komprimeres av kompressoren 18 (drevet av drivenheten 20) før den mates inn i ledningen, som vist. Resirkuleringsledningen 23 fører enhver gass som skyldes trykksvingninger i systemet, tilbake til innløpssiden av separasjonsbeholderen. Denne ledningen for pumpegrenseregulering ("anti-surge") omfatter konvensjonelt en resirkuleirngskjøler 25, som vist.
Det er flere ulemper med undervannsseparasjon ved høyere temperaturer enn sjø-vannstemperaturer: • Den nødvendige kompresjonskraft vil alltid være høyere (sammenlignet med kompresjon ved den lavest oppnåelige temperatur, dvs. sjøvannstemperaturen) • Hjelpemidler for å motvirke hydratdannelse i gassen etter separasjon i væskeutskilleren vil ikke være påkrevd • Det vil være nødvendig å føre ledningen for pumpegrenseregulering til opp-strøms væskeutskilleren fordi gassen ikke er tørr
Det er derfor frembrakt et undervanns kompresjonssystem hvor et brønnstrømsfluid bringes til å strømme gjennom en forbindelsesledning fra et reservoar og inn i en separasjonsbeholder ved ambient sjøvannstemperatur for etterfølgende kompresjon av gass-strømmen i en kompressor før eksport av gass, kjennetegnet ved en resirkuleirngsledning som ved en første ende er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gass-strøm ved utløpssiden av kompressoren og ved en annen ende er stammingsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen og innløps-siden av kompressoren, hvilken resirkuleirngsledning er i stand til på en styrt måte å tilføre fluid som skyldes trykksvingninger tilbake til kompressorens innløpsside, hvorved man unngår behovet for å tilføre fluidet inn i separasjonsbeholderen fordi den resirkulerte gassen er tørr både fordi den er blitt separert ved sjøvannstemperatur, og deretter blitt oppvarmet under resirkulering.
I et aspekt av oppfinnelsen er en kjøler strømningsteknisk forbundet med resirkuleringsledningen.
Forbindelsesledningen kan ha en distanse som er tilstrekkelig lang til å sørge for at brønnstrømmen avkjøles til en temperatur som er lik, eller i området ved, temperaturen i sjøvannet som omgir forbindelsesledningen.
En kjøler kan være strømningsteknisk forbundet til forbindelsesledningen. Forbindelsesledningen kan ha en distanse på mellom 0,5 og 5 km.
Etter separasjon i separasjonsbeholderen (16) kan brønnstrømmen mates inn i en flerhet av kompressorer som er forbundet i parallell, idet hver kompressor omfatter separate resirkuleringsledninger som ved en respektiv første ende er strønmingsteknisk forbundet til den komprimerte brønnstrømmen på utløpssiden av den respektive kompressor, og ved en respektiv annen ende er strømningsteknisk forbundet til brønnstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen og innløpssiden til den respektive kompressor.
En kjøler kan være strømningsteknisk forbundet til den komprimerte brønnstrømmen ved en lokalisering mellom resirkuleringsledningens avtakspunkt og eksportledningen, og en restriktor med en væskeutskiller er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte brønnstrømmen mellom kjøleren og en eksportledning, hvorved den komprimerte gassen kan duggpunktkontrolleres før eksport.
Oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte til komprimering av et brønnstrømfluid ved en undervannslokalisering, hvor hydratinhibert brønnstrømfluid bringes til å strømme i en forbmdelsesledning, inn i en separasjonsbeholder, for etterfølgende kompresjon av gasstrømmen i en kompressor før eksport av komprimert gass, kjennetegnet ved tilførsel av komprimert fluid som skyldes trykksvingninger eller resirkulering, tilbake til en lokalisering mellom separasjonsbeholderen og innløpssiden av kompressoren.
Det komprimerte fluid som resirkuleres på grunn av trykksvingningene kan varme-veksles for å avkjøle fluidet.
I kompresjonssystemet fjerner en væskeutskiller initialt praktisk talt alle hydrokarboner i væskeform og alt vann i væskeform før gassen mates inn i kompressoren. Det er et grunnleggende krav at brønnstrømmen inhiberes mot dannelse av hydrater (ved hjelp av eksempelvis injeksjon av MEG eller metanol) ved en lokalisering oppstrøms kompresjonssystemet, og før brønnstrømmen avkjøles ned til en temperatur hvor det kan opptre hydratdannelse (typisk under 25°C). Dette sørger også for at hydrater ikke dannes langs forbindelsesledningen til et fjerntliggende mottaksanlegg på land eller offshore.
Systemets kompressormodul (18) kan enten ha oljesmurte lagre og et gir, men fortrinnsvis magnetlagre og høyhastighetsmotor, tilsvarende det som fremgår av norsk pa-tentsøknad nr. 20031587.
Magnetlagre, dvs. at man ikke har noe oljesmøresystem, muliggjør den kortest mulige oppstart av en undervanns kompressor fordi det ikke er noe smøreolje som må varmes opp til smøreoljens driftstemperatur. Videre, fordi temperaturen i innløpsgassen fra væskeutskilleren er ved eller nær sjøvannstemperaturen, burde resirkuleringen av gass gjennom resirkuleringsledningen (ledningen for pumpegrenseregulering, "anti-surge line") holdes på et minimum, dvs. kun å bringe kompressorens utløpstrykk opp til det påkrevde nivå for å åpne kompressorens utløpsventil. Lengre resirkuleringstid enn dette bringer temperaturen i den resirkulerte gassen bort fra temperaturen i gassen i væskeutskilleren, hvilket på grunn av den resulterende tetthetsdifferanse ikke er fordelaktig. Dette er klart forskjellig fra oppstart av kompressorer på land og kompressorer som står på overstell, hvor gassen som skal ledes inn i kompressoren fra innløpsledningen ved væskeutskillerenden kan være f.eks. 30°C på en varm dag.
En utførelse av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet i nærmere detalj med henvisning til de ledsagende tegninger hvor like deler er blitt gitt like henvisningstall. Figur 1 er et skjematisk riss av et undervanns kompresjonssystem ifølge kjent teknikk (beskrevet ovenfor).
Figur 2 er et skjematisk riss av en utførelse av systemet i henhold til oppfinnelsen.
Figur 3 er et skjematisk riss av systemet i figur 2, men med en kjøle- og hydratfier-ningsenhet ved kompresjonssystemets utløpsende. Figur 4 er et skjematisk riss av en annen utførelse av systemet i henhold til oppfinnelsen.
Med henvisning til figur 2, som viser ett aspekt av oppfinnelsen, vises det skjematisk en undervanns brannramme eller manifold 10. Manifolden kan omfatte et antall tilkop-lingsposisjoner, så vel som en hydratinhibitor injeksjonsenhet, for injisering av eksempelvis MEG eller metanol inn i brønnstrømmen. Brønnstrømmen bringes til å strømme i forbindelsesledningen 12, til undervanns kompresjonssystemet. Det er et grunnleggende krav ved oppfinnelsen at brønnstrømmen inhiberes mot dannelse av hydrater, som beskrevet, ved en lokalisering oppstrøms kompresjonssystemet, og før brønnstrømmen avkjøles ned til en temperatur hvor det kan skje hydratdannelse (typisk cirka 25°C). In-jeksjonen av hydratinhibitorer sørger også for at det ikke dannes hydrater langs forbin-delsesledningene til det fjerntliggende mottaksanlegg på land eller offshore.
På grunn av den lange forbindelsesledningen 12 (eksempelvis 2 til 3 km) avkjøles brønnstrømmen til en temperatur som er lik, eller i området for, den omgivende sjø-vannstemperatur før den kommer inn i væskeutskilleren 16. En kjøler 13 kan som en valgmulighet være inkludert hvis lengden av forbindelsesledningen ikke er tilstrekkelig lang til å sørge for den påkrevde avkjøling. Ved å redusere temperaturen på denne må-ten reduseres den påkrevde kraft for kompresjon til et minimum, og det oppnås en effektiv reduksjon av faren for hydratdannelse i gassen mellom innløpet og utløpet av kompresjonssystemet. Den praktisk talt ubegrensede avkjølingskapasitet i havet benyt-tes følgelig på en bevisst måte for å avkjøle brønnstrømmen ned til (eller nær) den omgivende sjøvannstemperatur, hvilken på dypt vann er tilnærmet konstant (typisk i området -2°C til +4°C).
Med henvisning til figur 2, mates den avkjølte brønnstrømmen inn i en separasjonsbeholder eller væskeutskiller 16, hvor den separeres på en vanlig måte. På grunn av den ovennevnte temperaturstyringen kan gassen ikke danne hydrat etter separasjon. Ved å ha en brønnstrømtemperatur som er nær den omgivende sjøvannstemperatur matet inn i kompressoren, dvs. den lavest oppnåelige temperatur, oppnås det et mye mindre kraft-forbruk sammenliknet med kompresjonssystemene ifølge kjent teknikk. Oppfinnelsen gjør videre at resirkuleringsledningen for systemet for pumpegrenseregulering ("anti-surge") kan føres til en lokalisering nedstrøms separasjonsbeholderen og oppstrøms kompressoren, som vist på figurene 2,3 og 4. Resirkuleringsledningen 24 med en valg-fri kjøler 26 er på figur 2 vist ført til et punkt mellom separatoren og kompressormodulen.
En ytterligere fordel ved oppfinnelsen er vist på figur 4, som viser to kompressorer in-stallert i parallell med kun én separasjonsbeholder. Hver kompressor innbefatter sin egen resirkuleirngsledning 24', 24", med respektive tilknyttede ventiler 32', 32" og (valgfrie) varmevekslere 26', 26".
Oppfinnelsen eliminerer behovet for en spesifikk innretning for å styre varmevekslingen for å holde en bestemt temperatur ved separasjonsbeholderens innløp, ettersom sjøvannet bestemmer den laveste og faste temperatur.
Oppfinnelsen muliggjør også enklere vedlikehold av systemet, ved at det kun er påkrevd med én separasjonsbeholder, og ved at separate kompressorenheter (som vist på figur 4) kan trekkes ut og byttes ut individuelt. På grunn av den forenklede "anti-surge" ledning (ledning for pumpegrenseregulering) muliggjøres også en raskere respons sammenliknet med kjent teknikk.
Et antall ventiler 14,34,30, 32,28 er vist for illustrative formål. Et antall sensorer er imidlertid utelatt av illustrasjonshensyn. En person som har fagkunnskap innen teknik-ken vil forstå behovet for relevante ventiler, sensorer osv.
Det skal nå vises til figur 3, hvor den hydratinhiberte og avkjølte brønnstrømmen bringes til å strømme inn i kompresjonssystemet via forbindelsesledningen 12, som beskrevet ovenfor, og fortsetter gjennom systemet i henhold til oppfinnelsen. På høyre side av figur 4 bringes den komprimerte gassen til å strømme gjennom en varmeveksler 40 (kjøler eller tilsvarende) for å avkjøles fortrinnsvis til sjøvannstemperatur, og en restriksjon 36 hvor temperaturen i gassen ytterligere reduseres ved struping gjennom en restriksjon; jo mer struping jo større temperaturreduksjon. Ved å bruke tilstrekkelig kompresjonskraft etterfulgt av tilstrekkelig trykkreduksjon kan temperaturen i gassen senkes til det påkrevde nivå for nødvendig duggpunktskontroll, forutsatt effektiv fjerning av væske i væskeutskilleren 38, for injeksjon inn i (eksempelvis) en eksportledning eller hovedledning.
I det oppfunnede system bringes brønnstrømfluidet til å strømme gjennom forbindelsesledningen 12 fra en kilde (eksempelvis en undervanns brannramme) 10 og inn i separasjonsbeholderen 16, hvor det deretter komprimeres av kompressoren 18; 18', 18" før det eksporteres (til eksempelvis en hovedledning, eksportledning eller et annet anlegg). Resirkuleringsledningen 24; 24', 24" er ved en første ende strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrøm på utløpssiden av kompressoren 18; 18', 18", og ved en annen ende strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen 16 og innløpssiden av kompressoren 18; 18', 18". Resirkuleringsledningen er i stand til (eksempelvis ved hjelp av ventilen 32) på en styrt måte å tilføre noe av fluidet (som skyldes trykksvingninger eller resirkulering) tilbake til kompressorens innløpsside, og man unngår derved behovet for å tilføre fluidet inn i separasjonsbeholderen fordi den resirkulerte gassen er tørr, både fordi den er blitt separert ved sjø-vannstemperatur og deretter fordi den er blitt oppvarmet under resirkulering.
Om nødvendig (som drøftet ovenfor) kan en kjøler 26; 26', 26" strømningsteknisk for-bindes til resirlaileringsledningen 24; 24', 24".
For å oppnå tilstrekkelig avkjøling av brønnstrømmen (lik, eller i området for, temperaturen til sjøvannet som omgir forbindelsesledningen) kan forbindelsesledningen 12 ha en lengde på mellom 0,5 km og (f.eks.) 5 km. I tillegg kan en kjøler 13 være strøm-ningsteknisk forbundet til forbindelsesledningen.
I en utførelse av oppfinnelsen blir gasstrømmen, etter separasjon i separasjonsbeholderen 16, matet inn i en flerhet av kompressorer 18', 18" som er forbundet i parallell. Som vist på figur 4 omfatter hver kompressor separate resirleuleringsledninger 24', 24" som ved en respektiv første ende er strømningsmessig forbundet til den komprimerte gass-strømmen på utløpssiden av den respektive kompressor 18', 18", og ved en respektiv annen ende er strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen 16 og innløpssiden på den respektive kompressor 18', 18".
En kjøler 40 kan i en utførelse være strømningsteknisk forbundet til den komprimerte brønnstrøm ved en lokalisering mellom resirkuleringsledningens 24 avtakspunkt og eksportledningen, og en restriksjon 36 med en væskeutskiller 38 kan være strømnings-teknisk forbundet til den komprimerte brønnstrømmen mellom kjøleren 40 og en eksportledning. Den komprimerte gassen kan derved duggpunktkontroUeres før eksport.
I den oppfunne fremgangsmåte, hvor hydratinhibert brønnstrømfluid bringes til å strømme i en forbindelsesledning 12 inn i en separasjonsbeholder 16 for etterfølgende kompresjon i en kompressor 18; 18', 18" før eksport av komprimert gass, mates komprimert fluid som skyldes trykksvingninger eller resirkulering tilbake til en lokalisering mellom separasjonsbeholderen 16 og innløpssiden på kompressoren 18; 18', 18".
Hvis nødvendig blir det komprimerte fluid som tilføres på grunn av trykksvingningene eller resirkuleringen varmevekslet (avkjølt) før det kommer inn i kompressoren.
I fremgangsmåten avkjøles brønnstrømmen til en temperatur som er lik, eller i området for, temperaturen i sjøvannet som omgir forbindelsesledningen 12 før den kommer inn i separatoren 16.
Etter separasjon kan gasstrømmen i en utførelse mates inn i en flerhet av kompressorer 18', 18" som er forbundet i parallell, idet hver kompressor omfatter separate resirkule-rmgsledninger 24', 24" som ved en respektiv første ende er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrøm ved utløpssiden av den respektive kompressor 18', 18", og ved en respektiv annen ende er strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen 16 og innløpssiden av den respektive kompressor 18', 18".
I en utførelse omfatter fremgangsmåten avkjøling av den komprimerte brønnstrømmen ved en lokalisering mellom resirkuleringsledningens 24 avtakspunkt og eksportledningen og duggpunktskontrollering av den komprimerte gassen før eksport ved hjelp av en restriksjon 36 med en væskeutskiller 38 som strømningsteknisk er forbundet til den komprimerte gasstrømmen mellom kjøleren 40 og en eksportledning.

Claims (14)

1. Undervanns kompresjonssystem hvor et brønnstrømsfluid bringes til å strømme gjennom en forbindelsesledning (12) fra et reservoar (10) og inn i en separasjonsbeholder (16) ved ambient sjøvannstemperatur for etterfølgende kompresjon av gasstrømmen i en kompressor (18; 18', 18") før eksport av gass, karakterisert ved en resirkuleirngsledning (24; 24', 24") som ved en første ende er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrøm ved utløpssiden av kompressoren (18; 18', 18") og ved en annen ende er strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen (16) og innløpssiden av kompressoren (18; 18', 18"), hvilken resirkuleringsledning er i stand til på en styrt (32) måte å tilføre fluid som skyldes trykksvingninger tilbake til kompressorens innløpsside, hvorved man unngår behovet for å tilføre fluidet inn i separasjonsbeholderen fordi den resirkulerte gassen er tørr både fordi den er blitt separert ved sjøvannstemperatur, og deretter blitt oppvarmet under resirkulering.
2. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 1, karakterisert ved at en kjøler (26; 26', 26") er strømningsteknisk forbundet til resirkuleringsledningen.
3. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 1, karakterisert ved at forbindelsesledningen (12) har en distanse som er tilstrekkelig lang til å sørge for at brønnstrømmen avkjøles til en temperatur som er lik, eller i området for, temperaturen i sjøvannet som omgir forbindelsesledningen (12).
4. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 3, karakterisert ved at en kjøler (13) er strømningsteknisk forbundet til forbindelsesledningen (12).
5. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 3, karakterisert ved at forbindelsesledningen (12) har en distanse på mellom 0,5 km og 5 km.
6. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 1, karakterisert ved at gasstrømmen, etter separasjons i separasjonsbeholderen (16), mates inn i en flerhet av kompressorer (18', 18") som er forbundet i parallell, idet hver kompressor omfatter separate resirkuleringsledninger (24', 24") som ved en respektiv første ende er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrømmen på utløps-siden av den respektive kompressor (18', 18"), og ved en respektiv annen ende er strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen (16) og innløpssiden av den respektive kompressor (18', 18").
7. Undervanns kompresjonssystem som angitt i krav 1, karakterisert ved at en kjøler (40) er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrømmen ved en lokalisering mellom resirkuleringsledningens (24) avtakspunkt og eksportledningen, og at en restriksjon (36) med en væskeutskiller (38) er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrømmen mellom kjøleren (40) og en eksportledning, hvorved den komprimerte gassen kan duggpunktkontrolleres før eksport.
8. Fremgangsmåte til komprimering av et brønnstrømfluid ved en undervannslokalisering, hvor hydratinhibert brønnstrømfluid bringes til å strømme i en forbindelsesledning (12), inn i en separasjonsbeholder (16), for etterfølgende kompresjon av gasstrømmen i en kompressor (18; 18', 18") før eksport av komprimert gass, karakterisert ved tilførsel av komprimert fluid som skyldes trykksvingninger eller resirkulering, tilbake til en lokalisering mellom separasjonsbeholderen (16) og innløpssiden av kompressoren (18; 18', 18").
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved varmeveksling av det komprimerte fluid som tilføres på grunn av trykksvingningene eller resirkuleringen for å avkjøle fluidet.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved avkjøling av brønnstrømmen til en temperatur som er lik, eller i området for, temperaturen i sjøvannet som omgir forbindelsesledningen (12) før den kommer inn i separatoren (16).
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, karakterisert v e d at brønnstrømmen avkjøles ved hjelp av en varmeveksler som strømningstek-nisk er forbundet til forbindelsesledningen (12).
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, karakterisert ved at brønnstrømmen av kjøles ved hjelp av at forbindelsesledningen (12) har en distanse på mellom 0,5 km og 5 km.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved etter separasjon, mating av gasstrømmen inn i en flerhet av kompressorer (18', 18") som er forbundet i parallell, idet hver kompressor omfatter separate resirkuleringsledninger (24', 24") som ved en respektiv første ende er strømningsteknisk forbundet til den komprimerte gasstrømmen ved utløpssiden av den respektive kompressor (18', 18"), og ved en respektiv annen ende er strømningsteknisk forbundet til gasstrømmen ved en lokalisering mellom separasjonsbeholderen (16) og innløpssiden av den respektive kompressor (18', 18").
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 8, karakterisert ved avkjøling av den komprimerte gasstrømmen ved en lokalisering mellom resirkuleringsledningens (24) avtakspunkt og eksportledningen og duggpunktkontrollering av den komprimerte gassen før eksport ved hjelp av en restriksjon (36) med en væskeutskiller (38) som strømningsteknisk er forbundet til den komprimerte gasstrømmen mellom kjø-leren (40) og en eksportledning.
NO20034055A 2003-09-12 2003-09-12 Undervanns kompressorstasjon NO321304B1 (no)

Priority Applications (11)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20034055A NO321304B1 (no) 2003-09-12 2003-09-12 Undervanns kompressorstasjon
GB0700656A GB2433759B (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
RU2006107370/03A RU2341655C2 (ru) 2003-09-12 2004-09-09 Система и способ для сжатия газа под водой
PCT/NO2004/000268 WO2005026497A1 (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
CA2537779A CA2537779C (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
AU2004272938A AU2004272938B2 (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
US10/571,251 US7819950B2 (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
GB0604206A GB2421531A (en) 2003-09-12 2004-09-09 Subsea compression system and method
NO20061586A NO20061586L (no) 2003-09-12 2006-04-07 Undervanns kompressorsystem
NO20091914A NO20091914L (no) 2003-09-12 2009-05-15 Undervanns kompresjonssystem og fremgangsmate vedrorende samme
AU2009202054A AU2009202054B2 (en) 2003-09-12 2009-05-25 Subsea Compression System and Method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20034055A NO321304B1 (no) 2003-09-12 2003-09-12 Undervanns kompressorstasjon

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20034055D0 NO20034055D0 (no) 2003-09-12
NO20034055L NO20034055L (no) 2005-03-14
NO321304B1 true NO321304B1 (no) 2006-04-24

Family

ID=29245030

Family Applications (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20034055A NO321304B1 (no) 2003-09-12 2003-09-12 Undervanns kompressorstasjon
NO20091914A NO20091914L (no) 2003-09-12 2009-05-15 Undervanns kompresjonssystem og fremgangsmate vedrorende samme

Family Applications After (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20091914A NO20091914L (no) 2003-09-12 2009-05-15 Undervanns kompresjonssystem og fremgangsmate vedrorende samme

Country Status (7)

Country Link
US (1) US7819950B2 (no)
AU (2) AU2004272938B2 (no)
CA (1) CA2537779C (no)
GB (1) GB2421531A (no)
NO (2) NO321304B1 (no)
RU (1) RU2341655C2 (no)
WO (1) WO2005026497A1 (no)

Families Citing this family (68)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8075668B2 (en) 2005-03-29 2011-12-13 Dresser-Rand Company Drainage system for compressor separators
NO324110B1 (no) * 2005-07-05 2007-08-27 Aker Subsea As System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen.
NO327542B1 (no) * 2005-11-11 2009-08-10 Norsk Hydro Produksjon As Enhet for kondisjonering av en bronnstrom samt en undervannskompresjonsmodul.
FR2899288B1 (fr) * 2006-03-30 2008-06-13 Total Sa Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique
NO326079B1 (no) * 2006-07-07 2008-09-15 Shell Int Research Fremgangsmate for a behandle og separere en flerfaset bronnstromblanding.
NO326078B1 (no) 2006-07-07 2008-09-15 Shell Int Research Fluidseparasjonskar
NO325979B1 (no) * 2006-07-07 2008-08-25 Shell Int Research System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom
NO325930B1 (no) * 2006-07-07 2008-08-18 Shell Int Research Fremgangsmate for a bearbeide og separere en flerfaset bronnstromblanding
MX2009002982A (es) 2006-09-19 2009-05-25 Dresser Rand Co Sello de tambor separador rotatorio.
WO2008036394A2 (en) 2006-09-21 2008-03-27 Dresser-Rand Company Separator drum and compressor impeller assembly
BRPI0717087B1 (pt) 2006-09-25 2018-10-16 Dresser Rand Co sistema de carretel conector para conectar um primeiro componente e um segundo componente de um sistema de compressão industrial
BRPI0718451A2 (pt) 2006-09-25 2013-11-26 Dresser Rand Co Defletor de fluido para dispositivos separadores de fluido
MX2009003175A (es) 2006-09-25 2009-04-03 Dresser Rand Co Cubierta de acceso para bobina conectora presurizada.
US8061737B2 (en) 2006-09-25 2011-11-22 Dresser-Rand Company Coupling guard system
WO2008039733A2 (en) 2006-09-25 2008-04-03 Dresser-Rand Company Compressor mounting system
WO2008039491A2 (en) 2006-09-26 2008-04-03 Dresser-Rand Company Improved static fluid separator device
BRPI0908051A2 (pt) 2008-03-05 2015-08-11 Dresser Rand Co Conjunto compressor que inclui separador e bomba ejetora
NO328277B1 (no) 2008-04-21 2010-01-18 Statoil Asa Gasskompresjonssystem
US8079805B2 (en) 2008-06-25 2011-12-20 Dresser-Rand Company Rotary separator and shaft coupler for compressors
US7922218B2 (en) 2008-06-25 2011-04-12 Dresser-Rand Company Shear ring casing coupler device
US8062400B2 (en) 2008-06-25 2011-11-22 Dresser-Rand Company Dual body drum for rotary separators
NO330768B1 (no) * 2008-08-15 2011-07-11 Aker Subsea As Anordning for utskilling og oppsamling av vaeske i gass fra et reservoar
US8814990B2 (en) 2009-01-08 2014-08-26 Aker Subesa As Method and a device for liquid treatment when compressing a well flow
EP2233745A1 (en) * 2009-03-10 2010-09-29 Siemens Aktiengesellschaft Drain liquid relief system for a subsea compressor and a method for draining the subsea compressor
US8210804B2 (en) 2009-03-20 2012-07-03 Dresser-Rand Company Slidable cover for casing access port
US8087901B2 (en) 2009-03-20 2012-01-03 Dresser-Rand Company Fluid channeling device for back-to-back compressors
US8061972B2 (en) 2009-03-24 2011-11-22 Dresser-Rand Company High pressure casing access cover
GB2468920A (en) * 2009-03-27 2010-09-29 Framo Eng As Subsea cooler for cooling a fluid flowing in a subsea flow line
BRPI1009797A2 (pt) 2009-03-27 2017-06-13 Framo Eng As resfriador submarino, e, método para limpeza de resfriador submarino
EP2478229B1 (en) 2009-09-15 2020-02-26 Dresser-Rand Company Improved density-based compact separator
EP2504497B1 (en) * 2009-11-25 2019-05-22 Exxonmobil Upstream Research Company Centrifugal wet gas compression or expansion with a slug suppressor and/or atomizer
WO2011079319A2 (en) * 2009-12-24 2011-06-30 Wright David C Subsea technique for promoting fluid flow
NO331264B1 (no) * 2009-12-29 2011-11-14 Aker Subsea As System og fremgangsmåte for styring av en undersjøisk plassert kompressor, samt anvendelse av en optisk sensor dertil
EP2533905B1 (en) 2010-02-10 2018-07-04 Dresser-Rand Company Separator fluid collector and method
WO2012009159A2 (en) 2010-07-15 2012-01-19 Dresser-Rand Company Radial vane pack for rotary separators
WO2012009158A2 (en) 2010-07-15 2012-01-19 Dresser-Rand Company Enhanced in-line rotary separator
US8657935B2 (en) 2010-07-20 2014-02-25 Dresser-Rand Company Combination of expansion and cooling to enhance separation
US8821362B2 (en) 2010-07-21 2014-09-02 Dresser-Rand Company Multiple modular in-line rotary separator bundle
JP5936144B2 (ja) 2010-09-09 2016-06-15 ドレッサー ランド カンパニーＤｒｅｓｓｅｒ−Ｒａｎｄ Ｃｏｍｐａｎｙ 洗浄可能に制御された排水管
WO2013109235A2 (en) 2010-12-30 2013-07-25 Dresser-Rand Company Method for on-line detection of resistance-to-ground faults in active magnetic bearing systems
US8994237B2 (en) 2010-12-30 2015-03-31 Dresser-Rand Company Method for on-line detection of liquid and potential for the occurrence of resistance to ground faults in active magnetic bearing systems
WO2012138545A2 (en) 2011-04-08 2012-10-11 Dresser-Rand Company Circulating dielectric oil cooling system for canned bearings and canned electronics
WO2012166236A1 (en) 2011-05-27 2012-12-06 Dresser-Rand Company Segmented coast-down bearing for magnetic bearing systems
NO334554B1 (no) * 2011-06-01 2014-04-07 Vetco Gray Scandinavia As Undersjøisk kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm
NO335032B1 (no) 2011-06-01 2014-08-25 Vetco Gray Scandinavia As Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass
US8851756B2 (en) 2011-06-29 2014-10-07 Dresser-Rand Company Whirl inhibiting coast-down bearing for magnetic bearing systems
GB2507429B8 (en) * 2011-07-01 2021-01-06 Equinor Energy As A method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea
DE102011088986A1 (de) * 2011-12-19 2013-06-20 Siemens Aktiengesellschaft Vorrichtung und Verfahren zum Verarbeiten eines Gemisches aus Gas, Öl und Wasser
NO334830B1 (no) * 2012-06-27 2014-06-10 Vetco Gray Scandinavia As Anordning og fremgangsmåte for drift av et undersjøisk kompresjonssystem i en brønnstrøm
GB2504695B (en) 2012-08-06 2018-05-30 Statoil Petroleum As Subsea processing
NO337108B1 (no) * 2012-08-14 2016-01-25 Aker Subsea As Flerfase trykkforsterkningspumpe
CN104812876B (zh) * 2012-11-26 2019-04-02 挪威国家石油公司 自井流的结合的气体脱水和液体抑制
US9879663B2 (en) * 2013-03-01 2018-01-30 Advanced Cooling Technologies, Inc. Multi-phase pump system and method of pumping a two-phase fluid stream
NO337623B1 (no) * 2013-03-26 2016-05-09 Fmc Kongsberg Subsea As Separasjonssystem som benytter varme ved kompresjon
WO2015018945A2 (en) 2013-08-09 2015-02-12 Linde Aktiengesellschaft Subsea well stream treatment
US20160003255A1 (en) * 2014-07-03 2016-01-07 General Electric Company Fluid processing system, an energy-dissipating device, and an associated method thereof
NO338576B1 (no) 2014-09-16 2016-09-05 Fmc Kongsberg Subsea As System for pumping av et fluid og fremgangsmåte for dens drift.
NO338575B1 (no) 2014-09-16 2016-09-05 Fmc Kongsberg Subsea As System for pumping av et fluid og fremgangsmåte for dens drift.
US10578128B2 (en) * 2014-09-18 2020-03-03 General Electric Company Fluid processing system
US10738789B2 (en) * 2014-10-03 2020-08-11 Nuovo Pignone Srl Method of monitoring the status of a turbomachine having a casing wherein liquid may accumulate, arrangement and turbomachine
CN104819897B (zh) * 2015-04-28 2018-03-30 中山大学 一种高压环境下溶液注入循环系统
CN105299469B (zh) * 2015-11-03 2018-01-26 中国海洋石油集团有限公司 海上勘探开发作业含油混合液回收再利用方法
CN106782002B (zh) * 2015-11-25 2019-10-11 中国石油天然气股份有限公司 采气培训系统
GB2558662B (en) * 2017-01-17 2021-11-24 Equinor Energy As Gas compressor cleaning
GB201705517D0 (en) * 2017-04-05 2017-05-17 Statoil Petroleum As Fluid flow conditioning
NO344474B1 (en) 2018-06-25 2020-01-13 Fmc Kongsberg Subsea As Subsea compression system and method
NO20200357A1 (en) * 2020-03-26 2021-09-27 Fmc Kongsberg Subsea As Method and subsea system for phased installation of compressor trains
NO346741B1 (en) * 2020-04-15 2022-12-12 Vetco Gray Scandinavia As A scalable modular fluid separation system

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3292846A (en) * 1964-03-30 1966-12-20 Phillips Petroleum Co Centrifugal compressor operation
US3384169A (en) * 1966-05-17 1968-05-21 Mobil Oil Corp Underwater low temperature separation unit
US3643736A (en) * 1968-06-27 1972-02-22 Mobil Oil Corp Subsea production station
US4112687A (en) * 1975-09-16 1978-09-12 William Paul Dixon Power source for subsea oil wells
CA1062607A (en) * 1975-10-09 1979-09-18 Black, Sivalls And Bryson Packaged gas stream hydrocarbon dewpoint control apparatus
US4116821A (en) * 1976-07-28 1978-09-26 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for processing a petroleum production stream
US4896725A (en) 1986-11-25 1990-01-30 Parker Marvin T In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability
NO172555C (no) * 1989-01-06 1993-08-04 Kvaerner Subsea Contracting As Undervannsstasjon for behandling og transport av en broennstroem
US4921399A (en) * 1989-02-03 1990-05-01 Phillips Petroleum Company Gas pipeline temperature control
US5031411A (en) * 1990-04-26 1991-07-16 Dec International, Inc. Efficient dehumidification system
BR9003370A (pt) * 1990-07-13 1992-01-21 Petroleo Brasileiro Sa Sistema de producao de oleo e gas em aguas profundas
NO172076C (no) * 1991-02-08 1993-06-02 Kvaerner Rosenberg As Kvaerner Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem
NO172075C (no) * 1991-02-08 1993-06-02 Kvaerner Rosenberg As Kvaerner Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem
NO962776A (no) * 1996-07-01 1997-12-08 Statoil Asa Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjøring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonstrøm utvunnet fra en petroleumforekomst
RU2171132C2 (ru) 1999-03-01 2001-07-27 Уренгойское производственное объединение им. С.А. Оруджева "Уренгойгазпром" Способ подготовки углеводородного газа к транспорту
GB0008300D0 (en) 2000-04-05 2000-05-24 Ingen Process Limited Method and apparatus
US6502635B1 (en) * 2001-06-20 2003-01-07 Chevron U.S.A. Inc. Sub-sea membrane separation system with temperature control
GB0124614D0 (en) * 2001-10-12 2001-12-05 Alpha Thames Ltd Multiphase fluid conveyance system
US6672387B2 (en) * 2002-06-03 2004-01-06 Conocophillips Company Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas

Also Published As

Publication number Publication date
AU2004272938B2 (en) 2009-03-26
WO2005026497A1 (en) 2005-03-24
RU2341655C2 (ru) 2008-12-20
US7819950B2 (en) 2010-10-26
AU2009202054B2 (en) 2012-05-10
AU2009202054A1 (en) 2009-06-11
GB2421531A (en) 2006-06-28
NO20091914L (no) 2005-03-14
CA2537779C (en) 2010-03-23
CA2537779A1 (en) 2005-03-24
GB0604206D0 (en) 2006-04-12
US20070029091A1 (en) 2007-02-08
AU2004272938A1 (en) 2005-03-24
NO20034055D0 (no) 2003-09-12
NO20034055L (no) 2005-03-14
RU2006107370A (ru) 2007-09-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO321304B1 (no) Undervanns kompressorstasjon
AU2008281777B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
DK179326B1 (en) A wax control element for subsea processing of well fluids in a wellstream and a method of installing or developing a subsea oil or gas production system
NO128231B (no)
NO330761B1 (no) Undersjoisk kjoleenhet og fremgangsmate for undersjoisk kjoling
NO172075B (no) Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem
NO20140108A1 (no) Undersjøisk varmeveksler og fremgangsmåte for temperaturstyring
US20140174122A1 (en) Natural Gas Liquids Recovery Plant
NO20140097A1 (no) Fremgangsmåte og system for vannduggpunktsenking under vann
NO330768B1 (no) Anordning for utskilling og oppsamling av vaeske i gass fra et reservoar
NO326079B1 (no) Fremgangsmate for a behandle og separere en flerfaset bronnstromblanding.
BR112020021740A2 (pt) sistema e método para processamento de hidrocarboneto offshore
NO20140312A1 (no) Forbedringer knyttet til undervannskompresjon
NO20111091A1 (no) Kaldstromningssenter og -sentra
NO844011L (no) Broennverktoey
US20130160487A1 (en) Liquefying natural gas in a motion environment
KR20130059184A (ko) 천연 가스로부터 연료 가스를 생산하는 연료 가스 시스템
GB2433759A (en) Subsea compression system and method
NO319654B1 (no) Fremgangsmåte og anordning for begrensning av væskeansamling i en rørledning for flerfasestrømning
NO335391B1 (no) Bruk av brønnstrøms varmeveksler for strømningssikring
NO339227B1 (no) Varmegjenvinning fra brønnstrøm
NO20120695A1 (no) Varmeveksling fra komprimert gass
NO317861B1 (no) Fremgangsmåte for fjerning av vann fra gass produsert fra en undervanns brønn og anordning til utførelse av samme.
RU2601670C1 (ru) Холодильная машина
KR20150114003A (ko) 연료 공급 시스템 및 방법

Legal Events

Date Code Title Description
CB Opposition filed (par. 26,5 patents act)

Opponent name: SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ BV, CAR

Effective date: 20070124

PDP Decision of opposition (par. 25 patent act)

Free format text: FOERSTE AVDELINGS AVGJOERELSE STADFESTES. PATENTET OPPRETHOLDES.

Opponent name: SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ BV, NL

Effective date: 20111107

MM1K Lapsed by not paying the annual fees