NO323785B1

NO323785B1 - Power Generation System

Info

Publication number: NO323785B1
Application number: NO20040706A
Authority: NO
Inventors: Lars Fretland; John A Johansen; Vidar Sten Halvorsen; Christina M Johansen; Veronique Prevault; Andreas Mohr
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2004-02-18
Filing date: 2004-02-18
Publication date: 2007-07-09
Also published as: GB2427227B; GB2427227A; AU2005213577B2; BRPI0507831A; GB0617965D0; RU2361066C2; WO2005078233A1; NO20040706D0; CA2556563C; CA2556563A1; NO20040706L; RU2006131517A; AU2005213577A1

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt et system for generering av elektrisk kraft. Mer spesifikt, i ett illustrerende eksempel, vedrører oppfinnelsen en lokal elektrisk kraftkilde for en autonom undersjøisk installasjon, så som et ventiltre. The present invention generally relates to a system for generating electrical power. More specifically, in one illustrative example, the invention relates to a local electrical power source for an autonomous underwater installation, such as a valve tree.

Produksjonen fra en undersjøisk brønn er styrt av et antall ventiler som er samlet inn i en enhetlig struktur generelt referert til som et ventiltre. Aktuering av ventilene er normalt avhengig av hydraulisk fluid for å drive hydrauliske aktuatorer som drifter ventilene. Hydraulisk fluid er normalt forsynt gjennom en navlestreng som løper fra en fjerntliggende stasjon lokalisert på et fartøy eller en plattform ved overflaten. Det er mindre vanlig at den hydrauliske navlestrengen kan løpe fra en landbasert stasjon. Vanligvis er aktuatoren styrt av pilotventiler som er huset i en styringsmodul lokalisert ved eller nær den undersjøiske installasjonen. Pilotventilene retter forsyningene av fluid til hver aktuator, slik det er påkrevd for hver spesiell operasjon. Pilotventilene kan være elektrisk aktuert, så som ved sylindersporer. Et slikt system er vanligvis referert til som et elektrohydraulisk system. Production from a subsea well is controlled by a number of valves that are assembled into a unified structure generally referred to as a valve tree. Actuation of the valves normally depends on hydraulic fluid to drive hydraulic actuators that operate the valves. Hydraulic fluid is normally supplied through an umbilical that runs from a remote station located on a vessel or platform at the surface. It is less common for the hydraulic umbilical to run from a land-based station. Typically, the actuator is controlled by pilot valves housed in a control module located at or near the subsea installation. The pilot valves direct the supply of fluid to each actuator as required for each particular operation. The pilot valves can be electrically actuated, such as with cylinder tracks. Such a system is usually referred to as an electro-hydraulic system.

I tillegg til de over beskrevne strømningstyringsventilene, aktuatorene og pilotventilene, er et antall av sensorer og detektorer vanligvis anvendt i undersjøiske systemer for å overvåke tilstanden til systemet og strømningen av hydrokarboner fra brønnen. Ofte er et antall av sensorer, detektorer og/eller aktuatorer også lokalisert nedihulls. Alle disse anordningene er styrt og/eller overvåket av et dedikert styringssystem, som vanligvis huses i styringsmodulen. In addition to the flow control valves, actuators and pilot valves described above, a number of sensors and detectors are commonly used in subsea systems to monitor the condition of the system and the flow of hydrocarbons from the well. Often a number of sensors, detectors and/or actuators are also located downhole. All these devices are controlled and/or monitored by a dedicated control system, which is usually housed in the control module.

Design av aktuatorer og ventiler for undersjøiske brønner er diktert av strenge sikkerhets- og pålitelighetsstandarder, på bakgrunn av faren for ukontrollert utslipp av hydrokarboner. Et vanlig krav er at ventilene må være "feilsikker lukket". Med andre ord må ventilene automatisk lukke seg ved tap av kraft eller styring, inkludert en feil eller maskinsvikt av enten det elektriske eller det hydrauliske systemet. En typisk fremgangsmåte for å tilveiebringe en feilsikker lukkingsegenskap er anvendelsen av én eller flere mekaniske fjærer, som forspenner aktuatoren mot den lukkede posisjonen. Det hydrauliske trykket anvendes for å åpne ventilen, og holder også fjærene i den sammentrykkede tilstanden. Ved tap av hydraulisk trykk, enten tiltenkt eller på bakgrunn av en systemfeil, vil energien lagret i fjærene bli frigjort, og derved lukke ventilen. Kraften som er påkrevd for å lukke en hydraulisk aktuert ventil er avhengig av både trykket av fluidet som er styrt av ventilen (dvs. formasjonstrykket), og det omliggende trykket (det hydrostatiske vanntrykket for undersjøiske installasjoner) som den hydrauliske aktuatoren er utsatt for. Høyere formasjons- og/eller omgivelsestrykk resulterer i større lukkingskrefter, og krever derved større fjærer. The design of actuators and valves for subsea wells is dictated by strict safety and reliability standards, against the background of the danger of uncontrolled release of hydrocarbons. A common requirement is that the valves must be "fail-safe closed". In other words, the valves must automatically close upon loss of power or control, including a failure or mechanical failure of either the electrical or hydraulic system. A typical method of providing a fail-safe closing feature is the use of one or more mechanical springs, which bias the actuator towards the closed position. The hydraulic pressure is used to open the valve, and also keeps the springs in the compressed state. In the event of a loss of hydraulic pressure, either intended or due to a system error, the energy stored in the springs will be released, thereby closing the valve. The force required to close a hydraulically actuated valve is dependent on both the pressure of the fluid controlled by the valve (ie the formation pressure) and the ambient pressure (the hydrostatic water pressure for subsea installations) to which the hydraulic actuator is exposed. Higher formation and/or ambient pressures result in greater closing forces, thereby requiring larger springs.

I mange land kreves det en nedihulls sikkerhetsventil (overflate kontrollert under overflatesikkerhetsventil, (Surface Controlled Subsurface Safety Valve, SCSSC) som en ytterligere sikkerhetsanordning for lukking av strømningsbanen i brønnens rørgater. Fordi denne ventilen befinner seg i produksjonsstrømningen , må den driftes av et hydraulikkfluid som er ved et høyere trykk enn det fluid som brukes for å aktuere ventiltreventilene. Derved er det påkrevd med et ytterligere system for å forsyne høytrykks hydraulikkfluid til den undersjøiske installasjonen. In many countries, a downhole safety valve (Surface Controlled Subsurface Safety Valve, SCSSC) is required as an additional safety device to close the flow path in the well casing. Because this valve is in the production flow, it must be operated by a hydraulic fluid that is at a higher pressure than the fluid used to actuate the poppet valves, thereby requiring an additional system to supply high pressure hydraulic fluid to the subsea installation.

For å styre en undersjøisk brønn må en kobling være etablert mellom brønnen og en overvåkings- og styringsstasjon. Overvåkings- og styringsstasjonen kan være lokalisert på en plattform eller et strømning ende fartøy nær den undersjøiske installasjonen, eller alternativt ved en mer fjerntliggende landstasjon. Oppkoblingen mellom kontrollstasjonen og den undersjøiske installasjonen er vanligvis etablert ved å installere en navlestreng mellom de to punktene. Navlestrengen kan inkludere hydraulikklinjer for å forsyne hydraulikkfluid til de forskjellige hydrauliske aktuatorene lokalisert på eller nær brønnen. Navlestrengen kan også inkludere elektriske signaler for å forsyne elektrisk kraft, og også for å kommunisere styringssignaler til og/eller fra de forskjellige overvåknings- og styringsanordninger lokalisert på eller nær brønnen. Den typiske navlestrengen er en veldig komplisert og kostnadskrevende gjenstand. Navlestrengen kan koste flere tusen USD pr. løpemeter, og kan være tusener av meter lang. To control a subsea well, a link must be established between the well and a monitoring and control station. The monitoring and control station can be located on a platform or a flow-end vessel close to the submarine installation, or alternatively at a more distant shore station. The connection between the control station and the subsea installation is usually established by installing an umbilical between the two points. The umbilical may include hydraulic lines to supply hydraulic fluid to the various hydraulic actuators located on or near the well. The umbilical can also include electrical signals to supply electrical power, and also to communicate control signals to and/or from the various monitoring and control devices located on or near the well. The typical umbilical cord is a very complicated and costly item. The umbilical cord can cost several thousand USD per running meters, and can be thousands of meters long.

Eksempler på tilsvarende systemer er vist i GB 2 251 639, der det beskrives et lukket system for forsyning av elektrisk kraft til kontroll-, instrument-, og kommunikasjonsenheter. Systemet omfattende to fluidlinjer mellom en oversjøisk installasjon og ned til en undersjøisk installasjon slik at det dannet et lukket system, hvor et trykksatt fluid i det lukkede systemet benyttes for å danne elektrisk kraft av en del av det trykksatte fluid som strømmer gjennom det lukkede systemet og opp igjen til den oversjøiske installasjonen. Examples of similar systems are shown in GB 2 251 639, where a closed system for supplying electrical power to control, instrument and communication units is described. The system comprising two fluid lines between an offshore installation and down to an underwater installation so that it formed a closed system, where a pressurized fluid in the closed system is used to generate electrical power from part of the pressurized fluid flowing through the closed system and up again to the overseas installation.

På tilsvarende måte omhandler GB 2 266 546 et system som benytter en dedikertfluidtilførselslinje for overføring av en trykksatt gass til en undersjøisk installasjon, der den trykksatte gass bevirker eksempelvis at en turbin drives og dermed genererer elektrisk kraft til bruk i elektrisk opererte komponenter ved den undersjøiske installasjonen, før gassen slippe ut i det omgivende vannet. In a similar way, GB 2 266 546 deals with a system that uses a dedicated fluid supply line for the transfer of a pressurized gas to an underwater installation, where the pressurized gas causes, for example, a turbine to be driven and thus generates electrical power for use in electrically operated components at the underwater installation , before the gas escapes into the surrounding water.

I mange år har elektriske ventilaktuatorer vært foretrukket i landbaserte industrier fordi elektriske aktuatorer er mer kompakte enn hydrauliske aktuatorer. Videre er de fleste av komponentene av en typisk elektrisk aktuator så som den elektriske motoren og/eller girboksen enkelt tilgjengelige gjenstander som enkelt og rimelig kan fremskaffes fra mange produsenter. Innenfor noen bruksområder blir elektriske aktuatorer sett på som et godt alternativ til hydrauliske aktuatorer fordi det omliggende trykket ikke påvirker den påkrevde driftskraften av en elektrisk drevet ventil. Det har vært fremlagt mange forslag om å anvende elektrisk drevne aktuatorer istedenfor hydrauliske aktuatorer for undersjøisk anordnede ventiler. Eksempler på slike anordninger er fremlagt i US patenter nr. 5 497 672 og For many years, electric valve actuators have been preferred in land-based industries because electric actuators are more compact than hydraulic actuators. Furthermore, most of the components of a typical electric actuator such as the electric motor and/or gearbox are readily available items that can be easily and inexpensively obtained from many manufacturers. In some applications, electric actuators are seen as a good alternative to hydraulic actuators because the ambient pressure does not affect the required operating force of an electrically operated valve. Many proposals have been made to use electrically powered actuators instead of hydraulic actuators for subsea valves. Examples of such devices are presented in US patents no. 5,497,672 and

5 984 260. Imidlertid, fordi hver av disse anordningene inkorporerer mekaniske fjærer som en feilsikker anordning, har disse aktuatorene en tendens til å være like store og romkrevende som de hydrauliske aktuatorene de er tiltenkt å erstatte. 5,984,260. However, because each of these devices incorporates mechanical springs as a fail-safe device, these actuators tend to be as large and bulky as the hydraulic actuators they are intended to replace.

Vanligvis er eksisterende undersjøiske elektriske aktuatorer drevet fra en fjerntliggende lokalisering via en undersjøisk kabel, for å sikre en tilstrekkelig og pålitelig forskyvning av elektrisk kraft. Det er vanligvis påkrevd at kraftforsyningen er tilstrekkelig til å drifte alle ventilene samtidig. I US patenter nr. 5 257 549 og 6 595 487 har det blitt foreslått å tilveiebringe en undersjøisk batterikraftforsyning, men kun for å tilveiebringe nok krisekraft for å lukke én enkelt ventil. Det har også vært foreslått å drifte en ventil i et undersjøisk miljø ved å anvende kraft generert lokalt av en termoelektrisk anordning. Imidlertid kan slike anordninger kun tilveiebringe en begrenset mengde kraft, som ikke ville være tilstrekkelig til å drifte alle ventilene i en større installasjon. Imidlertid er det nylig utviklet batterier som kan lagre nok kraft til å drifte alle ventiler i en undersjøisk installasjon samtidig, noe som derved åpner veien for løsninger hvor kraft for elektriske motorer er lagret i lokalt installerte batterier. Typically, existing subsea electrical actuators are powered from a remote location via a subsea cable, to ensure adequate and reliable displacement of electrical power. It is usually required that the power supply is sufficient to operate all the valves simultaneously. In US Patent Nos. 5,257,549 and 6,595,487 it has been proposed to provide a subsea battery power supply, but only to provide enough emergency power to close a single valve. It has also been proposed to operate a valve in a subsea environment by using power generated locally by a thermoelectric device. However, such devices can only provide a limited amount of power, which would not be sufficient to operate all the valves in a larger installation. However, batteries have recently been developed that can store enough power to operate all valves in a subsea installation at the same time, thereby opening the way for solutions where power for electric motors is stored in locally installed batteries.

Siden et slikt system ville ha rikelig lokalt lagret kraft til å lukke alle ventilene, kunne de store feilsikkerfjærene bli eliminert fra aktuatorene. En ytterligere fordel er at drift av slike aktuatorer ville være uavhengig av vanndybden av systemet. Behovet for pilotventiler vil også bli eliminert, siden aktuatoren kan være direkte styrt elektrisk. Derved ville det også være potensielt store innsparinger på navlestrengkostnaden siden de hydrauliske linjene kan bli fjernet. Since such a system would have ample locally stored power to close all the valves, the large failsafe springs could be eliminated from the actuators. A further advantage is that operation of such actuators would be independent of the water depth of the system. The need for pilot valves will also be eliminated, since the actuator can be directly controlled electrically. There would also be potentially large savings on the umbilical cord cost since the hydraulic lines can be removed.

Helt elektriske undersjøiske systemer krever et mer sofistikert styringssystem enn elektrohydrauliske systemer. Styringssystemet må styre ladning av batteriene og overvåke deres status. Styringssystemene burde også overvåke status og posisjon av hver ventil slik at en operator ved et hvilket som helst tidspunkt kan innhente denne informasjonen og intervenere dersom dette trengs. Videre må styringssystemet implementere en feilsikkerfunksjon og kunne lukke alle ventiler dersom dette er påkrevet. All-electric subsea systems require a more sophisticated control system than electro-hydraulic systems. The control system must control the charging of the batteries and monitor their status. The control systems should also monitor the status and position of each valve so that an operator can obtain this information at any time and intervene if needed. Furthermore, the control system must implement a fail-safe function and be able to close all valves if this is required.

Under visse omstendigheter og i visse lokaliseringer kan en nedihulls sikkerhetsventil (SCSSV) være påkrevd. Som diskutert over, kan lavtrykks hydrauliske linjer bli eliminert fra navlestrengen ved å anvende elektriske aktuatorer for strømningsstyringsventiler i treet. I det tilfellet hvor en SCSSV er påkrevd, ville det selvsagt også være ønskelig å eliminere høytrykkslinjen fra navlestrengen i samme slengen. Mens nedihulls elektriske aktuatorer for SCSSV'er har vært foreslått, ville det fiendtlige nedihulls miljøet medføre at slike elektriske systemer er upålitelige. En mulig løsning for dette dilemma er å tilveiebringe en lokal kilde for høytrykks hydraulisk fluid ved den undersjøiske brønnen. På dette viset kan fremdeles en typisk hydraulisk SCSSV-aktuator være tilveiebrakt nedihulls, uten å kreve en hydraulisk navlestreng til overflaten. Den lokale kilden for høytrykksfluid kan være tilveiebrakt av en elektrisk drevet pumpe eller trykkintensifiserer, som setter trykk på et lokalt reservoar av hydraulikkfluid. En akkumulator kan også bli tilveiebrakt for lagring av høytrykksfluid. Under certain circumstances and in certain locations, a downhole safety valve (SCSSV) may be required. As discussed above, low pressure hydraulic lines can be eliminated from the umbilical by using electric actuators for flow control valves in the tree. In the case where an SCSSV is required, it would of course also be desirable to eliminate the high pressure line from the umbilical cord in the same sling. While downhole electrical actuators for SCSSVs have been proposed, the hostile downhole environment would render such electrical systems unreliable. A possible solution to this dilemma is to provide a local source of high-pressure hydraulic fluid at the subsea well. In this way, a typical hydraulic SCSSV actuator can still be provided downhole, without requiring a hydraulic umbilical to the surface. The local source of high pressure fluid may be provided by an electrically driven pump or pressure intensifier, which pressurizes a local reservoir of hydraulic fluid. An accumulator may also be provided for the storage of high pressure fluid.

I en vanninjeksjonsbrønn, som anvendes for å injisere vann eller gass inn i formasjonen for å assistere i å opprettholde trykket i produksjonslønnene, kan SCSSV<*>en være en enkel fjærbasert smekkerventil, som er holdt åpen av injeksjonsstrømningen i seg selv. Dette arrangementet eliminerer behovet for en SCSSV-aktuator i det store og det hele. In a water injection well, which is used to inject water or gas into the formation to assist in maintaining pressure in the production wages, the SCSSV<*> may be a simple spring-based poppet valve, which is held open by the injection flow itself. This arrangement eliminates the need for an SCSSV actuator altogether.

Foreliggende oppfinnelse er rettet mot en anordning for løsning av, eller i det minste reduksjon av effektene av, noen eller alle av de tidligere nevnte problemene. The present invention is aimed at a device for solving, or at least reducing the effects of, some or all of the previously mentioned problems.

Generelt er foreliggende oppfinnelse rettet mot et elektrisk kraftgenereringssystem, og forskjellige fremgangsmåter for drift av samme. I ett illustrerende utførelse seksempel omfatter oppfinnelsen et styringssystem for en autonom undersjøisk installasjon. Den undersjøiske installasjonen kan inkludere én eller flere elektrisk drevne komponenter, så som elektriske aktuatorer for styring av én eller flere ventiler, og i det minste én strømningslinje. I ett utførelseseksempel er det også tilveiebrakt et system for generering av en elektrisk kraftleveranse lokalt ved den undersjøiske installasjonen. Kraftgenereringssystemet omfatter en turbin som er posisjonert i strømningslinjen, slik at fluid som strømmer gjennom strømningslinjen roterer turbinen for å generere elektrisk kraft. I noen utførelseseksempler kan turbinen være posisjonert i en omløpssløyfe, slik at fluid selektivt kan bli rettet gjennom turbinen når dette er påkrevet. En eller flere elektriske kraftlagringsanordninger, så som batterier, er også tilveiebrakt for lokal kraftlagring, hvori den lagrede kraften i batteriene er tilstrekkelig til å drive de elektriske aktuatorene, eller til å lade ett eller flere batterier, hvor kraften fra denne deretter kan anvendes til å drive aktuatorene. En styringsmodul for styring av driften av aktuatorene, turbinene og batteriene kan også bli tilveiebrakt, så vel som en akustisk kommunikasjonsenhet for kommunikasjon med styringsmodulen fra en fjerntliggende lokalisering, slik som et overflatefartøy eller en plattform. Ved å anvende kun elektriske aktuatorer, ved å generere og lagre kraft lokalt, og ved akustisk kommunikasjon kan navlestrengen bli eliminert i sin helhet, for å realisere store kostnadsinnsparinger. In general, the present invention is directed to an electric power generation system, and various methods for operating the same. In one illustrative example, the invention comprises a control system for an autonomous underwater installation. The subsea installation may include one or more electrically powered components, such as electrical actuators for controlling one or more valves, and at least one flow line. In one embodiment, a system for generating an electrical power supply locally at the underwater installation is also provided. The power generation system includes a turbine positioned in the flow line such that fluid flowing through the flow line rotates the turbine to generate electrical power. In some embodiments, the turbine can be positioned in a circulation loop, so that fluid can be selectively directed through the turbine when this is required. One or more electric power storage devices, such as batteries, are also provided for local power storage, in which the stored power in the batteries is sufficient to drive the electric actuators, or to charge one or more batteries, where the power from this can then be used to drive the actuators. A control module for controlling the operation of the actuators, turbines and batteries may also be provided, as well as an acoustic communication unit for communicating with the control module from a remote location, such as a surface vessel or platform. By using only electric actuators, by generating and storing power locally, and by acoustic communication, the umbilical cord can be eliminated in its entirety, to realize large cost savings.

Enhver elektrisk aktuator omfatter en elektrisk motor. Lokalt plasserte batterier tilveiebringer direkte kraft til de elektriske aktuatorene for å åpne og lukke ventilene. Batteriene blir ladet av turbinen etter behov. Styringsmodulen overvåker tilstanden av batteriene, og sender et signal for å ta turbinen i bruk når som helst når ladningen av et hvilket som helst batteri faller under et forhåndsbestemt nivå. Styringssystemet inkluderer en akustisk sender og en akustisk mottager for kommunikasjon med en styringsstasjon ved en fjerntliggende lokalisering. Styringsstasjonen kan være lokalisert hvor som helst i verden. F.eks. kunne den akustiske senderen og den akustiske mottageren kommunisere med en bøye ved overflaten, og denne bøyen deretter være koblet til en kommunikasjonssatellitt. Any electric actuator includes an electric motor. Locally located batteries provide direct power to the electric actuators to open and close the valves. The batteries are charged by the turbine as needed. The control module monitors the condition of the batteries and sends a signal to activate the turbine at any time when the charge of any battery falls below a predetermined level. The control system includes an acoustic transmitter and an acoustic receiver for communication with a control station at a remote location. The control station can be located anywhere in the world. E.g. the acoustic transmitter and the acoustic receiver could communicate with a buoy at the surface, and this buoy then be linked to a communications satellite.

Derved, i ett illustrerende utførelseseksempel omfatter oppfinnelsen en fullt ut autonom undersjøisk installasjon som kan drives i det uendelige uten menneskelig intervensjon. Et styringssystem er tilveiebrakt, som kan overvåke og styre brønnen uten ekstern ledelse, mens den tillater tilgang til innsamlede data og kriseintervensjon dersom dette er nødvendig. Blant andre arbeidsoppgaver er styringssystemet tilpasset til å overvåke strømningen av fluid gjennom strømningslinjen, for å sikre at systemet drives på rett vis. Det helt elektriske styringssystemet i henhold til dette illustrerende utførelseseksemplet av oppfinnelsen resulterer i en undersjøisk operasjon som er enklere og mindre kostnadskrevende enn eksisterende installasjoner. Oppfinnelsen er spesielt fordelaktig for injeksjonsbrønner, fordi disse brønnene veldig ofte er lokalisert fjernt fra andre undersjøiske installasjoner i et spesielt felt, og derved ellers ville kreve separate, dedikerte navlestrenger. Thereby, in one illustrative embodiment, the invention comprises a fully autonomous underwater installation that can be operated indefinitely without human intervention. A management system has been provided, which can monitor and manage the well without external management, while allowing access to collected data and crisis intervention if this is necessary. Among other tasks, the control system is adapted to monitor the flow of fluid through the flow line, to ensure that the system is operated correctly. The all-electric control system according to this illustrative embodiment of the invention results in a subsea operation that is simpler and less costly than existing installations. The invention is particularly advantageous for injection wells, because these wells are very often located remotely from other subsea installations in a particular field, and thereby would otherwise require separate, dedicated umbilicals.

Enkel beskrivelse av illustrasjoner Simple description of illustrations

Oppfinnelsen kan bli forstått via referanser til den etterfølgende beskrivelsen, sett i sammenheng med de medfølgende illustrasjoner, hvori like referansetall identifiserer like elementer, og hvori: Fig. 1 viser et illustrerende utførelseseksempel av oppfinnelsen; Fig. 2 viser en skjematisk fremstilling av en undersjøisk installasjon i henhold til et illustrerende utførelseseksempel av oppfinnelsen; Fig. 3 viser et illustrerende utførelseseksempel av en generatoromløpssløyfe; Fig. 4 viser et detaljert riss av et illustrerende utførelseseksempel av en turbin; og Fig. 5 viser et illustrerende utførelseseksempel av en algoritme for overvåking av strømningsretning i strømningslinjen og respons til samme. The invention can be understood via references to the following description, seen in connection with the accompanying illustrations, in which like reference numbers identify like elements, and in which: Fig. 1 shows an illustrative embodiment of the invention; Fig. 2 shows a schematic representation of an underwater installation according to an illustrative embodiment of the invention; Fig. 3 shows an illustrative design example of a generator circulation loop; Fig. 4 shows a detailed view of an illustrative embodiment of a turbine; and Fig. 5 shows an illustrative embodiment of an algorithm for monitoring flow direction in the flow line and response to the same.

Mens oppfinnelsen er mottagelig for forskjellige modifikasjoner og alternative former, har spesifikke utførelseseksempler av samme blitt vist som eksempler i illustrasjonene og er heri beskrevet i detalj. Det bør imidlertid være forstått at beskrivelsen heri av spesifikke utførelseseksempler ikke er tiltenkt til å begrense oppfinnelsen til de spesielle formene som er fremlagt, men motsatt, at oppfinnelsen er tiltenkt å dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innenfor ånd og rekkevidde av oppfinnelsen slik den er definert av de vedlagte krav. While the invention is susceptible of various modifications and alternative forms, specific embodiments thereof have been shown by way of example in the illustrations and are herein described in detail. However, it should be understood that the description herein of specific embodiments is not intended to limit the invention to the particular forms presented, but on the contrary, that the invention is intended to cover all modifications, equivalents and alternatives that fall within the spirit and scope of the invention as it is defined by the attached requirements.

Illustrerende utførelseseksempler av oppfinnelsen er beskrevet under. For å fremheve oppfinnelsen klarere er ikke alle egenskaper ved en faktisk implementasjon beskrevet i denne spesifikasjonen. Det vil naturligvis bli forstått at i utviklingen av en slik faktisk utførelse vil et antall implementasjonsspesifikke avgjørelser måtte bli gjort for å oppnå utviklernes spesifikke mål, så som overholdelse av systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, som vil variere fra én implementasjon til en annen. Videre vil det bli forstått at en slik utviklingsinnsats kan være kompleks og tidkrevende, men vil fremdeles være en rutineoppgave for de fagpersoner som har fordelen av denne fremleggingen. Illustrative examples of the invention are described below. In order to highlight the invention more clearly, not all features of an actual implementation are described in this specification. It will of course be understood that in the development of such an actual implementation, a number of implementation-specific decisions will have to be made to achieve the developers' specific goals, such as compliance with system-related and business-related constraints, which will vary from one implementation to another. Furthermore, it will be understood that such a development effort can be complex and time-consuming, but will still be a routine task for the professionals who have the benefit of this presentation.

Foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet med referanse til de vedlagte figurene. Ordene og frasene som er anvendt heri bør bli forstått og tolket til å ha en mening som er konsistent med den forståelse av disse ord og fraser som finnes blant fagpersoner. Ingen spesiell definisjon av en term eller en frase, f.eks. en definisjon som er forskjellig fra den vanlige og normale meningen slik den er forstått av fagpersoner, er tiltenkt å bli underforstått ved konsistent anvendelse av termen eller frasen heri. I den utstrekning at en term eller en frase er tiltenkt til å ha en spesiell mening, dvs. en mening annet enn den som er forstått av fagpersonen, vil en slik spesiell definisjon uttrykkelig bli satt frem i spesifikasjonen, på definisjonsvis, som direkte og utvilsomt fremlegger den spesielle definisjonen for termen eller frasen. The present invention will now be described with reference to the attached figures. The words and phrases used herein should be understood and interpreted to have a meaning consistent with the understanding of those words and phrases found among those skilled in the art. No particular definition of a term or phrase, e.g. a definition different from the ordinary and normal meaning as understood by those skilled in the art is intended to be implied by the consistent use of the term or phrase herein. To the extent that a term or phrase is intended to have a particular meaning, i.e. a meaning other than that understood by the person skilled in the art, such particular definition will be expressly set forth in the specification, by definition, as direct and unequivocal provides the particular definition for the term or phrase.

Med referanse til fig. 1, i et illustrerende utførelseseksempel av oppfinnelsen er en undersjøisk installasjon 1 lokalisert på havbunnen 2. Installasjonen 1 inkluderer et ventiltre 11 montert på et brønnhode 12, hvor brønnhodet er den øverste delen av en brønn som strekker seg ned inn i havbunnen til en underjordisk hydrokarbonformasjon. Ventiltreet har i det minste én elektrisk drevet anordning så som en elektrisk aktuator 13 for aktuering av i det minste én strømningsstyringsventil (ikke vist). En elektrisk drevet styringsmodul 14 er festet til ventiltreet 11. Styringsmodulen 14 inneholder elektronisk utstyr for mottagelse og overføring av styrings- og/eller telemetrisignaler 19. Styringsmodulen 14 inneholder også én eller flere elektrisk kraftlagringsanordmnger 22 (i fig. 2), så som batterier, som tilveiebringer kraft til de elektriske aktuatorene og/eller andre elektriske anordninger på ventiltreet 11 eller brønnhodet 12. En kabel 15 strekker seg fra styringsmodulen 14 til aktuatoren 13. Annet utstyr, så som forskjellige elektrisk opererte sensorer, kan også bli koblet til styringsmodulen 14. Ventiltreet 11 kan også inkludere et fjernstyrt fartøy (ROV) panel (ikke vist) for å tillate manuell aktuering av ventilene med en ROV, som er vel kjent fra før av. Et fartøy 3, så som en flytende prosesseringsenhet (FPU) er lokalisert på overflaten 4 av vannet. En strømningslinje 5 strekker seg fra fartøyet 3 til ventiltreet 11. Et lokalt kraftgenererende system 30 er driftsmessig koblet til strømningslinjen 5. En kabel 31 kobler genereringssystemet 30 med styringsmodulen 14. With reference to fig. 1, in an illustrative embodiment of the invention, a subsea installation 1 is located on the seabed 2. The installation 1 includes a valve tree 11 mounted on a wellhead 12, where the wellhead is the uppermost part of a well that extends down into the seabed to an underground hydrocarbon formation . The valve tree has at least one electrically driven device such as an electrical actuator 13 for actuation of at least one flow control valve (not shown). An electrically powered control module 14 is attached to the valve tree 11. The control module 14 contains electronic equipment for receiving and transmitting control and/or telemetry signals 19. The control module 14 also contains one or more electrical power storage devices 22 (in Fig. 2), such as batteries, which provides power to the electrical actuators and/or other electrical devices on the valve tree 11 or the wellhead 12. A cable 15 extends from the control module 14 to the actuator 13. Other equipment, such as various electrically operated sensors, can also be connected to the control module 14. The valve tree 11 may also include a remotely operated vehicle (ROV) panel (not shown) to allow manual actuation of the valves by an ROV, which is well known in the past. A vessel 3, such as a floating processing unit (FPU) is located on the surface 4 of the water. A flow line 5 extends from the vessel 3 to the valve tree 11. A local power generating system 30 is operationally connected to the flow line 5. A cable 31 connects the generation system 30 with the control module 14.

En hydroakustisk kommunikasjonsenhet 16 er festet til ventiltreet 11 og er koblet til styringsmodulen 14 via kabelen 17. Kommunikasjonsenheten 16 inkluderer en første antenne 18, en akustisk sender (ikke vist), og en akustisk mottager (ikke vist). Fartøyet 3 inkluderer videre en andre antenne 20 for mottagelse og utsendelse av akustiske styrings- og telemetrisignaler 19 til og fra antennen 18 på ventiltreet 11.1 andre utførelseseksempler kan forskjellige kommunikasjonsfremgangsmåter bli anvendt, slik som radiobølger. I andre utførelseseksempler kan antennen 18 være anordnet på en bøye (ikke vist) som strømning er på overflaten 4. Bøyen kunne deretter være koblet til en fjerntliggende stasjon via en satetlittkobling, kabel, radio eller andre egnede kommunikasjonsmidler. A hydroacoustic communication unit 16 is attached to the valve tree 11 and is connected to the control module 14 via the cable 17. The communication unit 16 includes a first antenna 18, an acoustic transmitter (not shown), and an acoustic receiver (not shown). The vessel 3 further includes a second antenna 20 for receiving and sending acoustic control and telemetry signals 19 to and from the antenna 18 on the valve tree 11. In other embodiments, different communication methods can be used, such as radio waves. In other embodiments, the antenna 18 can be arranged on a buoy (not shown) which flow is on the surface 4. The buoy could then be connected to a remote station via a satellite link, cable, radio or other suitable means of communication.

I det foreliggende illustrerende utførelseseksemplet er ventiltreet 11 et vanninjeksjonstre. Vann pumpes fra fartøyet 3, gjennom strømningslinjen 5, og til den undersjøiske installasjonen 1 hvor den injiseres inn i formasjonen. Alternativt kan strømningslinjen 5 strekke seg fra en prosesserings- eller separasjonsenhet (ikke vist) som er lokalisert fjernt fra brønnen. Prosesserings- eller separasjonsenheten prosesserer fluid produsert fra andre brønner i formasjonen, og separerer det produserte vannet fra hydrokarbonene. Prosesserings- eller separasjonsenheten kan være lokalisert undersjøisk, på et fartøy, på en plattform eller på land. In the present illustrative embodiment, the valve tree 11 is a water injection tree. Water is pumped from the vessel 3, through the flow line 5, and to the subsea installation 1 where it is injected into the formation. Alternatively, the flow line 5 may extend from a processing or separation unit (not shown) which is located remote from the well. The processing or separation unit processes fluid produced from other wells in the formation, and separates the produced water from the hydrocarbons. The processing or separation unit may be located underwater, on a vessel, on a platform or on land.

Fig. 2 viser eri skjematisk fremstilling av ventiltreet 11 koblet til brønnhodet 12. Den undersjøiske brønnen er ferdigstilt på det vanlige viset ved først å drille et hull og installere en Iederørgate, for deretter å installere et brønnhode og en serie av konsentriske foringsrørstrenger som er ankret i brønnhodet. Til slutt blir rørgatestrengen og rørgatehengeren installert i brønnen og ventiltreet 11 blir koblet til brønnhodet 12.1 fig. 2 merker tallet 41 produksjonsstrømningspassasjen, som kommuniserer med strømningsborehullet av produksjonsrørgatestrengen, 42 angir annulus-passasjen, som kommuniserer med det ringformede rommet mellom rørgaten og den indre fåringsrørstrengen. 43 angir produksjonsutløpet, fra hvilken produserte fluider normalt vil utløpe i en produserende brønn. I en vanninjeksjonsbrønn, slik som i det foreliggende utførelseseksemplet, er produksjonsutløpet 43 anvendt til å injisere vann inn i brønnen. Produksjonsutløpet 43 er koblet til strømningslinjen 5. Referansetallet 44 merker en krysningspassasje, som kobler den ringformede passasjen 42 og produksjonsstrømningspassasjen 41. Fig. 2 shows a schematic representation of the valve tree 11 connected to the wellhead 12. The subsea well is completed in the usual way by first drilling a hole and installing a casing, then installing a wellhead and a series of concentric casing strings which are anchored in the wellhead. Finally, the casing string and casing hanger are installed in the well and the valve tree 11 is connected to the wellhead 12.1 fig. 2, the number 41 denotes the production flow passage, which communicates with the flow wellbore of the production tubing string, 42 denotes the annulus passage, which communicates with the annular space between the tubing string and the inner furrow string. 43 indicates the production outlet, from which produced fluids will normally exit into a producing well. In a water injection well, such as in the present embodiment, the production outlet 43 is used to inject water into the well. The production outlet 43 is connected to the flow line 5. The reference number 44 marks a crossing passage, which connects the annular passage 42 and the production flow passage 41.

En hovedproduksjonsventil 45 er lokalisert i produksjonsflytpassasjen 41, og en ringformet hovedventil 46 er lokalisert i den ringformede passasjen 42. En krysningsventil 47 styrer fluidstrømningen gjennom krysningspassasjen 44. En produksjonsvingeventil 50 er lokalisert i produksjonsutløpet 43. En strupeventil 48 kontrollerer trykket i produksjonsutløpet 43. Det kraftgenererende systemet 30 omfatter en turbin 23, som er lokalisert i strømningsbanen av produksjonsutløpet 43, på et vis som er beskrevet i større detalj under. A main production valve 45 is located in the production flow passage 41, and an annular main valve 46 is located in the annular passage 42. A crossover valve 47 controls fluid flow through the crossover passage 44. A production vane valve 50 is located in the production outlet 43. A throttle valve 48 controls the pressure in the production outlet 43. the power generating system 30 comprises a turbine 23, which is located in the flow path of the production outlet 43, in a manner that is described in greater detail below.

Ventilene 45, 46,47,48 og 50 er hver drevet av en elektrisk aktuator. I ett illustrerende utførelseseksempel inkluderer hver elektrisk aktuator (ikke vist) en elektrisk motor, en girboks og en drivaksel som er koblet til den respektive ventilspindel via et standardisert API-grensesnitt. I et illustrerende utførelseseksempel kan den elektriske motoren være en børsteløs type DC-motor, og girboksen kan være en planetarisk girboks. Eksempler på en egnet motor 185 og girboks 175 kombinasjon inkluderer en modell med navnet TPM 050 solgt av det tyske firmaet Wittenstein. Hver elektrisk aktuator har en assosiert motorstyrer (ikke vist) for mottagelse av og sending av signaler fra styringsmodulen 14, og modulering av kraft til motoren etter mottagelse av egnede kommandoer fra styringsmodulen 14. Hver elektrisk aktuator er huset i en demonterbar enhet (ikke vist). Det standardiserte API-grensesnittet gjør det mulig å fjerne aktuatoren i en krisesituasjon, og å aktuere ventil spindelen direkte med en ROV eller en dykker. The valves 45, 46, 47, 48 and 50 are each driven by an electric actuator. In one illustrative embodiment, each electric actuator (not shown) includes an electric motor, a gearbox and a drive shaft connected to the respective valve stem via a standardized API interface. In an illustrative embodiment, the electric motor may be a brushless type DC motor and the gearbox may be a planetary gearbox. Examples of a suitable engine 185 and gearbox 175 combination include a model named TPM 050 sold by the German firm Wittenstein. Each electric actuator has an associated motor controller (not shown) for receiving and sending signals from the control module 14, and modulating power to the motor after receiving appropriate commands from the control module 14. Each electric actuator is housed in a demountable unit (not shown). . The standardized API interface makes it possible to remove the actuator in a crisis situation, and to actuate the valve spindle directly with an ROV or a diver.

Brønnoverhalingsventilene 51 og 52 er også lokalisert i ventiltreet. Disse ekstra ventilene kan bli drevet av hydrauliske aktuatorer (ikke vist), og er anvendt for adgang til brønnen under overhalingssituasjoner. I løpet av brønnoverhalingen vil en navlestreng (ikke vist) bli anvendt for å forsyne hydraulikkfluid til en hvilken som helst gjenværende hydraulikkaktuator og til brønnhodekoblingenO 53. Brønnoverhalingsnavlestrengen er koblet til en brønnoverhalingsenhet 54 som vist. The well overhaul valves 51 and 52 are also located in the valve tree. These additional valves can be operated by hydraulic actuators (not shown), and are used for access to the well during overhaul situations. During the well overhaul, an umbilical (not shown) will be used to supply hydraulic fluid to any remaining hydraulic actuator and to the wellhead coupling O 53. The well overhaul umbilical is connected to a well overhaul assembly 54 as shown.

Et antall sensorer er lokalisert i den undersjøiske installasjonen for å overvåke forskjellige parametere i systemet. En trykk/temperatur (pressure/temperature;PT) sensor 56 er lokalisert i den ringformede passasjen 42. En annen PT-sensor 58 er lokalisert i produksjonsutløpet 43 oppstrøms av vanninjeksjonsstrømningen av strupeventilen 48. En tredje PT-sensor 57 er lokalisert i produksjonsutløpet 43 nedstrøms vanninjeksjonsstrømningen av strupeventilen. Sensorene 57 og 58 er anvendt for å overvåke trykket av injeksjonsfluidet mens det blir pumpet ned inn i brønnen. Denne informasjonen anvendes for å regulere strupeventilen 48 for å oppnå det ønskede informasjonstrykket. A number of sensors are located in the subsea installation to monitor various parameters of the system. A pressure/temperature (PT) sensor 56 is located in the annular passage 42. Another PT sensor 58 is located in the production outlet 43 upstream of the water injection flow of the throttle valve 48. A third PT sensor 57 is located in the production outlet 43 downstream of the water injection flow of the throttle valve. The sensors 57 and 58 are used to monitor the pressure of the injection fluid while it is being pumped down into the well. This information is used to regulate the throttle valve 48 to achieve the desired information pressure.

Styringsmodulen 14 inneholder en prosesseringsenhet 21, som inkluderer elektronikk for å ta imot og sende signaler til de forskjellige anordningene i systemet, og til den hydroakustiske antennen 18. Elektronikken i prosesseringsenheten 21 vil også dirigere elektrisk kraft slik det er påkrevd til de forskjellige anordningene, inkludert de elektriske ventil aktuatorene. Den illustrerende styringsmodulen 14 inneholder også i det minste to batterier 22 for redundans. Prosesseringsenheten styrer driften av de elektriske aktuatorene (ikke vist) og turbinen 23 (på fig. 4), overvåker ladningen av batteriene 22 via en ladningssensor (ikke vist), og håndterer kommunikasjonssignaler både internt og eksternt i systemet. En akustisk kommunikasjonsenhet 16 inkluderer antennen 18, og tilveiebringer kommunikasjon med mottagelsesantennen 20 (på fig. 1) ved overflatefartøyet, plattformen eller en fjerntliggende stasjon. The control module 14 contains a processing unit 21, which includes electronics to receive and transmit signals to the various devices in the system, and to the hydroacoustic antenna 18. The electronics in the processing unit 21 will also direct electrical power as required to the various devices, including the electric valve actuators. The illustrative control module 14 also contains at least two batteries 22 for redundancy. The processing unit controls the operation of the electric actuators (not shown) and the turbine 23 (in Fig. 4), monitors the charge of the batteries 22 via a charge sensor (not shown), and handles communication signals both internally and externally in the system. An acoustic communication unit 16 includes the antenna 18, and provides communication with the receiving antenna 20 (in Fig. 1) at the surface vessel, platform or a remote station.

I andre utførelseseksempler kan de elektriske aktuatorene (ikke vist) være utstyrt med mekaniske feilsikre fjærer (ikke vist), for å tilveiebringe en feilsikker lukket mulighet. F.eks., med referanse til fig. 2, er vingventilen 50 vist med en feilsikker fjær. I det aktuelle illustrerende utførelseseksemplet er feilsikkerfjærene utelatt fra de andre elektriske aktuatorene. Prosesseringsenheten 21 kan bli anvendt, så lenge som elektrisk kraft er tilgjengelig, for å tilveiebringe en feilsikker lukket funksjonalitet. Uten elektrisk kraft vil de elektriske aktuatorene ha en feil "i seg selv" funksjonalitet. In other embodiments, the electrical actuators (not shown) may be equipped with mechanical fail-safe springs (not shown), to provide a fail-safe closed capability. For example, with reference to FIG. 2, the butterfly valve 50 is shown with a fail-safe spring. In the relevant illustrative embodiment, the fail-safe springs are omitted from the other electric actuators. The processing unit 21 can be used, as long as electrical power is available, to provide fail-safe closed functionality. Without electric power, the electric actuators will have an incorrect "in themselves" functionality.

Med referanse til fig. 3 og 4, inkluderer det kraftgenererende systemet 30 en turbin 23 installert i en lukket rørsløyfe 32, som er koblet til styringsventilen 38 via flensene 33 og 34. Turbinen 23 er operativt koblet til strømningslinjen 5, og ventilen 38 regulerer strømningen av fluid fra strømningslinjen 5 til turbinen 23. Ventilen 38 kan bli drevet av en elektrisk aktuator (ikke vist), som kan bli styrt av styringsmodulen 14 (på fig. 2). Med dette arrangementet kan en kontrollert mengde fluid bli forsynt gjennom rørsløyfen 32 når dette trengs, for å tilveiebringe elektrisitet til å lade batteriene 22 (på fig. 2). Ventilen 38 kan være posisjonert i en første posisjon slik at fluid som strømmer gjennom strømningslinjen 5 blir rettet gjennom rørsløyfen 32. Ventilen 38 kan også være posisjonert i en andre posisjon slik at strømning gjennom strømning linje S går utenom rørsløyfe 32 i sin helhet. With reference to fig. 3 and 4, the power generating system 30 includes a turbine 23 installed in a closed pipe loop 32, which is connected to the control valve 38 via the flanges 33 and 34. The turbine 23 is operatively connected to the flow line 5, and the valve 38 regulates the flow of fluid from the flow line 5 to the turbine 23. The valve 38 can be driven by an electric actuator (not shown), which can be controlled by the control module 14 (in Fig. 2). With this arrangement, a controlled amount of fluid can be supplied through the pipe loop 32 when needed, to provide electricity to charge the batteries 22 (in Fig. 2). The valve 38 can be positioned in a first position so that fluid flowing through the flow line 5 is directed through the pipe loop 32. The valve 38 can also be positioned in a second position so that flow through the flow line S bypasses the pipe loop 32 in its entirety.

Turbinen 23 er vist i større detalj på fig. 4. Turbinen 23 omfatter et flertall av turbinblader 36 som strekker seg mellom en sentral aksel 39 og en ytre ring 35. Bladene 36 er fordelt jevnt rundt akselen 39. Turbinen 23 blir rotert av strømningen av fluid gjennom rørsløyfen 32. Et antall roterende permanente magneter 37 er montert ved den ytre diameteren av ringen 35 for å danne rotorviklinger. Ytterligere stasjonære permanente magneter 40 er fastmontert i et ringarrangement rundt de permanente magnetene 37 for å danne statorviklinger. Slik det er vel kjent fra før vil rotasjon av rotoren på innsiden av statoren forårsake en relativ bevegelse mellom de roterende og stasjonære magnetene, og derved danne en strømning og generere elektrisk kraft. Viklingene i statoren er anordnet for å produsere en trefase vekselstrømkraftleveranse eller signal på kjent vis. The turbine 23 is shown in greater detail in fig. 4. The turbine 23 comprises a plurality of turbine blades 36 extending between a central shaft 39 and an outer ring 35. The blades 36 are distributed evenly around the shaft 39. The turbine 23 is rotated by the flow of fluid through the tube loop 32. A number of rotating permanent magnets 37 is mounted at the outer diameter of ring 35 to form rotor windings. Additional stationary permanent magnets 40 are fixed in a ring arrangement around the permanent magnets 37 to form stator windings. As is well known from before, rotation of the rotor inside the stator will cause a relative movement between the rotating and stationary magnets, thereby creating a current and generating electric power. The windings in the stator are arranged to produce a three-phase alternating current power supply or signal in a known manner.

Systemet omfatter sensorer (ikke vist) for avlesning av hastighet og rotasjonsretning på turbinen 23. Normalt er også spennings- og strømmålere eller sensorer tilveiebrakt for å muliggjøre kalkuleringen av generatorens leveranse. Vekselstrømsleveransen kan bli uttrykt som tre sinusoidale kurver eller faser som er forskjøvet i tid (A, B og C). Tiden mellom toppene av de nærliggende fasene (f.eks. A og B) bestemmer frekvensen og derved rotasjonshastigheten av turbinen 23. En hastighetssensor er derved tilveiebrakt for å avlese denne frekvensen. Rotasjonsretningen av turbinen 23 kan bli bestemt fra sekvensen av de tre fasene. En forandring i sekvens av fasene (f.eks. fra ABC til BAC) vil indikere en forandring i rotasjonsretningen av turbinen 23). En retningssensor er også tilveiebrakt for avlesning av sekvensen av i det minste to av de tre fasene av trefase veksel strømsi gnålet. Sensorene for avlesning av frekvens og faseresultat av kraftleveransen kan omfatte kalkuleringsrutiner innenfor prosesseringsenheten 21 av styringsmodulen 14. The system includes sensors (not shown) for reading the speed and direction of rotation of the turbine 23. Normally, voltage and current meters or sensors are also provided to enable the calculation of the generator's delivery. The AC supply can be expressed as three sinusoidal curves or phases shifted in time (A, B and C). The time between the peaks of the adjacent phases (eg A and B) determines the frequency and thereby the rotational speed of the turbine 23. A speed sensor is thereby provided to read this frequency. The direction of rotation of the turbine 23 can be determined from the sequence of the three phases. A change in sequence of the phases (eg from ABC to BAC) will indicate a change in the direction of rotation of the turbine 23). A direction sensor is also provided for reading the sequence of at least two of the three phases of the three-phase alternating current signal. The sensors for reading the frequency and phase result of the power delivery can include calculation routines within the processing unit 21 of the control module 14.

I løpet av normal drift kan ventilen 38 være posisjonert for å tillate strømning gjennom turbinen 23, med turbinen 23 løpende fritt eller med en veldig liten elektrisk belastning. I denne konfigurasjonen kan rotasjonshastigheten og retningen bli konstant overvåket. Fra rotasjonshastigheten kan strømningsraten Q bli bestemt, og derved tillate deteksjon av forstyrrelser i strømningen. Når turbinen 23 løper under elektrisk belastning kan rotasjonshastigheten bli sammenlignet med strømmen som blir produsert av generatoren. Dette muliggjør at effektiviteten av og/eller leveransen fra turbinen 23 kan bli overvåket. Parametermålinger i en forhåndsbestemt intervall kan gi en indikasjon på om turbinen 23 holder på å svikte og burde bli erstattet. En annen måte å måle ytelsen til turbinen 23 er å måle fallet i rotasjonshastighet når turbinen 23 blir plassert under elektrisk belastning. For den spesielle turbinen 23 som er anvendt vil forholdet mellom strømleveranse og nedbremsningen av turbinen 23 under belastning være kjent. Dersom nedbremsningen av turbinen 23 og/eller strømleveransen skulle avvike fra dette kjente forholdet kan det være en indikasjon på at turbinen 23 holder på å svikte. Sammenligning av hastigheten av turbinen 23 og strømmen som genereres vil også gi en indikasjon på effektiviteten av turbinen 23. En forandring av disse avlesningene over tid kan gi en tidlig advarsel om at turbinen 23 holder på å svikte, slik at turbinen 23 kan bli erstattet med minimum av nedetid for systemet. During normal operation, the valve 38 may be positioned to allow flow through the turbine 23, with the turbine 23 running freely or with a very small electrical load. In this configuration, the rotation speed and direction can be constantly monitored. From the rotation speed, the flow rate Q can be determined, thereby allowing the detection of disturbances in the flow. When the turbine 23 runs under electrical load, the rotation speed can be compared to the current produced by the generator. This enables the efficiency of and/or the delivery from the turbine 23 to be monitored. Parameter measurements in a predetermined interval can give an indication of whether the turbine 23 is failing and should be replaced. Another way to measure the performance of the turbine 23 is to measure the drop in rotational speed when the turbine 23 is placed under electrical load. For the particular turbine 23 that is used, the relationship between power delivery and the braking of the turbine 23 under load will be known. If the braking of the turbine 23 and/or the power supply deviates from this known ratio, it may be an indication that the turbine 23 is about to fail. Comparing the speed of the turbine 23 and the current generated will also give an indication of the efficiency of the turbine 23. A change in these readings over time can provide an early warning that the turbine 23 is about to fail, so that the turbine 23 can be replaced with minimum system downtime.

Målingen av rotasjonshastighet vil også fungere som en strømningsmåler i løpet av normal drift, siden strømningsraten vil være direkte relatert til antallet omdreininger pr. min. av turbinen 23. Slike målinger kan bli sammenlignet med strømningsraten mot pumpestasjonen, for å avgjøre om det er noen lekkasjer tilstede i systemet nå. The rotational speed measurement will also act as a flow meter during normal operation, since the flow rate will be directly related to the number of revolutions per minute. my. of the turbine 23. Such measurements can be compared with the flow rate towards the pump station, to determine if there are any leaks present in the system now.

Når turbinen 23 blir plassert under en elektrisk belastning, vil et trykktap bli målt i trykksensoren 58. Dette trykktapet vil være proporsjonalt til kraftleveransen i henhold til formelen P=Ap x Q (hvor P er kraftleveransen, Ap er trykkfallet, og Q er strømningsraten). Dette kan bli sammenlignet med kraftleveransen målt fra turbinen 23, for å gi en indikasjon på mulig turbin 23 svikt. When the turbine 23 is placed under an electrical load, a pressure drop will be measured in the pressure sensor 58. This pressure drop will be proportional to the power delivery according to the formula P=Ap x Q (where P is the power delivery, Ap is the pressure drop, and Q is the flow rate) . This can be compared with the power delivery measured from the turbine 23, to give an indication of possible turbine 23 failure.

I en injeksjonsbrønn er det veldig viktig å avlese strømningsretningen, siden en reversering i strømningsretning indikerer at brønnen kan ha blitt ustabil og/eller at vann strømmer ut av brønnen. Når dette inntreffer burde strømning styringsventilene (45 og 46) lukkes umiddelbart for å unngå problemer med brønnen. En algoritme for å oppnå dette er vist diagrammatisk på fig. 5. Strømningsretningen kan bli målt på to måter. Først, på den venstre siden av fig. 5, er rotasjonsretningen av turbin 23 målt. En reversering av retning indikerer at strømning en er i feil retning og at hovedventil 45 burde bli lukket. Imidlertid er det mulig at denne avlesningen kunne være feilaktig, f.eks. på bakgrunn av en svikt i turbinen 23. For å bekrefte at strømningsretningen faktisk har forandret seg, blir trykkfallet over strupeventilen også målt, hvilket er vist på høyre hånds side av fig. 5. Dersom trykkfallet er positivt over strupeventilen, er en feil i turbinen 23 enheten indikert, og den fjerntliggende styringsstasjonen blir varslet. Dersom trykkfallet over styringsventilen er negativt, bekrefter dette at fluid strømmer ut av brønnen. I dette tilfellet burde hovedventilen 45 lukkes automatisk. In an injection well, it is very important to read the flow direction, since a reversal in flow direction indicates that the well may have become unstable and/or that water is flowing out of the well. When this occurs, the flow control valves (45 and 46) should be closed immediately to avoid problems with the well. An algorithm for achieving this is shown diagrammatically in fig. 5. The direction of flow can be measured in two ways. First, on the left side of fig. 5, the direction of rotation of turbine 23 is measured. A reversal of direction indicates that flow is in the wrong direction and that main valve 45 should be closed. However, it is possible that this reading could be erroneous, e.g. on the basis of a failure of the turbine 23. To confirm that the flow direction has actually changed, the pressure drop across the throttle valve is also measured, which is shown on the right hand side of fig. 5. If the pressure drop is positive across the throttle valve, a fault in the turbine 23 unit is indicated, and the remote control station is notified. If the pressure drop across the control valve is negative, this confirms that fluid is flowing out of the well. In this case, the main valve 45 should close automatically.

Nok en gang med referanse til fig. 2, blir vann forsynt gjennom en strømningslinje 5 til hovedpassasjene 43 og 41. Hovedventilen 45 og vingeventilen 50 holdes i åpen posisjon, og tillater vann å bli pumpet ned i brønnen og inn i formasjonen. Styringsmodulen 14 overvåker de forskjellige parameterne ved brønnen, inkludert ladningsnivået av batteriene 22, og sender denne informasjonen til en fjerntliggende styringsstasjon (ikke vist) på fartøyet 3 (på fig. 1) eller på land. Når styringsmodulen 14 avleser at ladningsnivået på batteriene 22 er under en første forhåndsbestemt verdi, blir det sendt et signal for å aktivere (i en elektrisk mening av ordet) turbinen 23.1 den aktiverte tilstanden genererer turbinen 23 elektrisk kraft. Elektrisiteten generert av turbinen 23 blir sendt gjennom kabelen 31 for å lade batteriene 22. Når styringssystemet avleser at ladningsnivået på batteriene 22 er over en andre forhåndsbestemt verdi blir et signal sendt for å deaktivere turbinen 23, dvs. å fjerne den elektriske belastningen fra turbinen 23, og turbinen 23 tillates å returnere til dets frittløpende tilstand. I den elektrisk deaktiverte tilstanden genererer turbinen 23 lite eller ingen elektrisk kraft. Once again with reference to FIG. 2, water is supplied through a flow line 5 to the main passages 43 and 41. The main valve 45 and vane valve 50 are held in the open position, allowing water to be pumped down the well and into the formation. The control module 14 monitors the various parameters at the well, including the charge level of the batteries 22, and sends this information to a remote control station (not shown) on the vessel 3 (in Fig. 1) or on land. When the control module 14 reads that the charge level of the batteries 22 is below a first predetermined value, a signal is sent to activate (in an electrical sense of the word) the turbine 23.1 the activated state, the turbine 23 generates electrical power. The electricity generated by the turbine 23 is sent through the cable 31 to charge the batteries 22. When the control system reads that the charge level of the batteries 22 is above a second predetermined value, a signal is sent to disable the turbine 23, i.e. to remove the electrical load from the turbine 23 , and the turbine 23 is allowed to return to its free running condition. In the electrically deactivated state, the turbine 23 generates little or no electrical power.

Nedihullssikkerhetsventilen (ikke vist) kan være en enkel enkelthandlings ventil, f.eks. en smekkerventil. Denne typen ventil vil holdes åpen så lenge som fluidstrømningen er inn i brønnen, men lukkes automatisk når fluidstrømmen stopper eller reverseres, og derved lukkes brønnen. I noen land er det påkrevd å ha en overflatekontrollert undersjøisk sikkerhetsventil (SCSSV). I dette tilfellet kan en ventil så som den beskrevet i norsk patentspesifikasjon nr. 313 209 anvendes. Siden denne ventilen kan bli styrt fra utsiden av ventiltreet kan en elektrisk aktuator bli anvendt. Sikkerhetsstyringsventilen kan også bli manuelt lukket, ved anvendelse av en ROV dersom dette er påkrevd. The downhole safety valve (not shown) can be a simple single-acting valve, e.g. a poppet valve. This type of valve will be kept open as long as the fluid flow is into the well, but closes automatically when the fluid flow stops or is reversed, thereby closing the well. In some countries it is required to have a surface controlled subsea safety valve (SCSSV). In this case, a valve such as that described in Norwegian patent specification no. 313 209 can be used. Since this valve can be controlled from the outside of the valve tree, an electric actuator can be used. The safety control valve can also be manually closed, using an ROV if this is required.

Selv om oppfinnelsen er beskrevet i sammenheng med en vanninjeksjonsbrønn, bør det bli forstått at et lignende system kan bli anvendt for en produksjonsbrønn eller et manifoldsystem, uten å gå utenom den sanne ånd og rekkevidde av oppfinnelsen som definert i de etterfølgende krav. F.eks. kunne kraftgenereringssystemet 30 bli operativt koblet til produksjonsstrømningslinjen av en produksjonsbrønn, slik at strømningen av produsert fluid forårsaker turbinen 23 å rotere. Although the invention is described in the context of a water injection well, it should be understood that a similar system can be used for a production well or a manifold system, without departing from the true spirit and scope of the invention as defined in the following claims. E.g. the power generation system 30 could be operatively connected to the production flow line of a production well so that the flow of produced fluid causes the turbine 23 to rotate.

I generelle termer er foreliggende oppfinnelse rettet mot et elektrisk kraftgenererende system, og forskjellige fremgangsmåter for drift av samme. I ett illustrerende utførelseseksempel omfatter systemet i det minste én strømningslinje, en turbin operativt koblet til strømningslinjen, hvor turbinen er rotert av fluid som strømmer gjennom strømningslinjen, og hvor turbinen genererer en elektrisk kraftleveranse når turbinen roteres. In general terms, the present invention is directed to an electric power generating system, and various methods for operating the same. In one illustrative embodiment, the system comprises at least one flow line, a turbine operatively connected to the flow line, where the turbine is rotated by fluid flowing through the flow line, and where the turbine generates an electrical power supply when the turbine is rotated.

I ett illustrerende utførelseseksempel omfatter fremgangsmåten operativ kobling av en turbin til strømningslinjen og retting av en strømning av fluid gjennom turbinen for derved å generere den elektriske kraftleveransen. In one illustrative embodiment, the method comprises operatively connecting a turbine to the flow line and directing a flow of fluid through the turbine to thereby generate the electrical power supply.

De spesifikke utførelseseksemplene som er fremlagt over er kun illustrerende, siden oppfinnelsen kan bli modifisert og anvendt på forskjellige men ekvivalente vis som er åpenbare til fagpersonen som har fordelen av fremleggelsen heri. F.eks. kan prosesstrinnene som er beskrevet over bli utført i forskjellig rekkefølge. Videre er ingen begrensninger tiltenkt i detaljene av konstruksjon eller design som er vist heri, annet enn det som er beskrevet i kravene under. Det er derfor klart at de spesifikke utførelseseksemplene som er fremlagt kan bli forandret eller modifisert, og at alle slike variasjoner er ansett å være innenfor rekkevidden og ånden av oppfinnelsen. I henhold til dette er beskyttelsen som er søkt heri slik den er erklært i kravene under. The specific embodiments set forth above are illustrative only, since the invention may be modified and applied in various but equivalent ways that will be apparent to those skilled in the art having the benefit of the disclosure herein. E.g. the process steps described above may be carried out in a different order. Furthermore, no limitations are intended in the details of construction or design shown herein, other than as described in the claims below. It is therefore clear that the specific embodiments presented may be changed or modified, and that all such variations are considered to be within the scope and spirit of the invention. Accordingly, the protection sought herein is as declared in the claims below.

Claims

1. A system for supplying electric power to a subsea installation (1) at a remote location, which subsea installation (1) comprises at least one electrically operated component (13), a fluid supply line (5) extending between said installation (1) and a second installation (3), where said second installation (3) comprises a pump arranged to supply a pressurized fluid through fluid supply line (5) to the subsea installations (1), where the subsea installation (1) comprises devices for operatively injecting the transported fluid into a well or a fluid produced by a well, at a specific pressure that is greater than the well pressure or the pressure in the fluid produced by a well, characterized in that the system includes a device for generating electrical power ( 30), which comprises a turbine (23) operatively connected to the fluid supply line (5) at the subsea installation (1), where the pump at the other installation ( 3) is driven to deliver a fluid that gives a pressure greater than the specific pressure at the submarine installations (1), and where the available surplus is used to generate electrical power.

2. System according to claim 1, characterized in that the subsea installation (1) is a water injection well and the fluid supply line (5) is a water injection flow line, or a flow line for chemical fluid or other types of fluid to the subsea installation (1).

3. System according to claim 1, characterized in that the subsea installation (1) is a gas-producing well and the fluid supply line (5) is a chemical supply line.

4. System according to claim 1, characterized in that the at least one electrical component comprises an electrically driven valve actuator (13).

5. System according to claim 1, characterized in that the at least one electrical component comprises a control unit (14).

6. System according to claim 1, characterized in that it further comprises at least one electric power storage device (22), said generated electricity is supplied to the at least one electric power storage device (22).

7. System according to claim 6, characterized in that at least one electrical power storage device comprises a battery (22).

8. System according to claim 6, characterized in that it further comprises at least one electrically operated component (13) driven by the at least one electrical power storage device (22).

9. System according to claim 1, characterized in that it further comprises a control module (14) to control the turbine (23).

10. System according to claim 9, characterized in that the control module (14) causes the turbine (23) to selectively be at least in a first state in which the turbine generates electric power, and a second state in which the turbine does not generate electric power.

11. System according to claim 10, characterized in that it further comprises: at least one charge sensor to read the charge level of the battery (22), where the charge level determines the selection of the first and second state of the turbine (23) by the control unit (14).

12. System according to claim 1, characterized in that the turbine (23) comprises: a rotating element comprising a plurality of blades (36) and at least one rotating magnet (37) and; a fixed housing comprising at least one stationary magnet (40) where the rotation of the rotating element causes relative movement between the at least one rotating magnet (37) and the at least one stationary magnet (40), where the relative movement generates the electric power take-off.

13. System according to claim 12, characterized in that it further comprises at least one speed sensor to read the rotation speed.

14. System according to claim 12, characterized in that the electric power take-off has an AC signal which has a frequency which is proportional to the rotational speed of the turbine (23), and the at least one speed sensor comprises a frequency sensor to read the frequency.

15. System according to claim 12, characterized in that it further comprises: at least one voltage sensor to read a voltage produced by the turbine (23); a control unit for determining an efficiency of the turbine, where the determination of the efficiency is based on the speed of rotation and the voltage.

16. System according to claim 12, characterized in that it further comprises a control unit for determining a flow rate of the fluid flow through the turbine (23), where the determination of the flow rate is based on the rotational speed read by the speed sensor.

17. System according to claim 12, characterized in that it further comprises at least one direction sensor to read the direction of rotation of the turbine (23).

ICE. System according to claim 12, characterized in that the electric power take-off has a three-phase AC signal and the at least one direction sensor comprises a phase sequence sensor to read the sequence of at least two phases of said three-phase AC signal et.

19. System according to claim 1, characterized in that it further comprises a closed flow loop (32) in fluid connection with the fluid supply line, where the turbine (23) is positioned in the closed flow loop.

20. System according to claim 1, characterized in that it further comprises at least one control valve (38) to regulate a flow of fluid to the turbine (23).

21. System according to claim 20, characterized in that at least one control valve (38) comprises at least a first position in which at least part of the fluid flow through the fluid supply line is directed through the turbine and a second position in which the fluid flow through the fluid supply line is directed past the turbine.

22. System according to claim 1, characterized in that it further comprises a communication unit (18) for communication with a control station which is located far from the underwater installation.

23. System according to claim 22, characterized in that the communication unit (18) comprises at least one acoustic transmitter.

24. System according to claim 22, characterized in that the communication unit (18) comprises at least one acoustic receiver.

25. System according to claim 1, characterized in that the second installation (3) comprises a land-based installation or an end-of-flow installation, or a fixed offshore installation including equipment to add additional pressure to the fluid transported in a fluid delivery line.

26. A method for supplying energy to a subsea installation (1) at a remote location, which subsea installation (1) comprises at least one electrically operated component (13), and a fluid supply line (5) for supplying a fluid from a second installation (3) of the subsea installation (1), which fluid is injected into a well or a fluid produced by a well at the subsea installation (1), comprising the steps of: - providing devices for generating electrical power (30) comprising a turbine (23) operatively connected to the fluid supply line (5), at the subsea installation (1), - add additional kinetic energy to the supply fluid at the second installation (3) by pressurizing the fluid to a level greater a the necessary to inject the fluid into the well or the fluid produced by a well at the subsea installation, - transport the fluid to the subsea installation (1), and - draw u t the excess energy in the fluid in the fluid supply line by operating the turbine (23) so that electrical power is supplied to the smallest one component.

27. Procedure according to claim 26, characterized in that the fluid in the fluid supply line (5) is used for water injection.

28. Procedure according to claim 26, characterized in that the fluid in the fluid supply line (5) is used for chemical treatment.

29. Procedure according to claim 26, characterized by directing at least part of the flow of supply fluid through the turbine (23) to thereby generate the electrical energy.

30. Procedure according to claim 29, characterized in that it further comprises reading the rotational speed of the turbine (23).

31. Procedure according to claim 29, characterized in that it further comprises reading a voltage produced by the turbine (23), and determining an efficiency of the turbine (23), where the determination of the efficiency is based on the rotational speed and the voltage.

32. Procedure according to claim 29, characterized in that it further comprises determining a flow rate of the fluid flowing through the turbine (23), where the determination of the flow rate is based on the rotational speed.

33. Procedure according to claim 29, characterized in that it further comprises reading a direction of rotation for the turbine (23).

34. Method according to claim 26, characterized in that it further comprises: connection of a throttle valve to the fluid supply line; reading a first pressure in the fluid supply line on one side of the throttle valve, and reading a second pressure in the fluid supply line on the other side of the throttle valve.

35. Procedure according to claim 34, characterized in that it further comprises the determination of a flow direction of the fluid flowing through the throttle valve, where the determination of the flow direction is based on the first and second pressure.

36. Procedure according to claim 35, characterized in that it further comprises, the connection of a main valve to the fluid supply line; controlling the main valve in response to the flow direction.

37. Procedure according to claim 26, characterized in that it further comprises transmission of the electric power take-off to at least one electric power storage device (22).

38. Procedure according to claim 37, characterized in that it further comprises power supply to at least one electrically operated device by the at least one electric power storage device (22).

39. Procedure according to claim 37, characterized in that it further comprises: reading a charge level of the at least one electric power storage device (22); and when the charge level is below a first predetermined value cause the turbine (23) to be in a first position in which the turbine generates electrical power.

40. Procedure according to claim 39, characterized in that it further comprises: when the charge level is above a second predetermined value cause the turbine (23) to be in another position in which the turbine (23) does not generate electric power.

41. Procedure according to claim 26, characterized in that it further comprises: locating a control station remote from the undersea installation; to communicate acoustically between the subsea installation and the control station.