NO324110B1 - System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. - Google Patents
System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. Download PDFInfo
- Publication number
- NO324110B1 NO324110B1 NO20053296A NO20053296A NO324110B1 NO 324110 B1 NO324110 B1 NO 324110B1 NO 20053296 A NO20053296 A NO 20053296A NO 20053296 A NO20053296 A NO 20053296A NO 324110 B1 NO324110 B1 NO 324110B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- compressor
- liquid
- line
- seabed
- cleaning
- Prior art date
Links
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 47
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 75
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 39
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 20
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 20
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 5
- 239000002518 antifoaming agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 18
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 11
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 6
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000013530 defoamer Substances 0.000 description 1
- -1 demulsifier Substances 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000013585 weight reducing agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B08—CLEANING
- B08B—CLEANING IN GENERAL; PREVENTION OF FOULING IN GENERAL
- B08B9/00—Cleaning hollow articles by methods or apparatus specially adapted thereto
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/70—Suction grids; Strainers; Dust separation; Cleaning
- F04D29/701—Suction grids; Strainers; Dust separation; Cleaning especially adapted for elastic fluid pumps
- F04D29/705—Adding liquids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Prevention Of Fouling (AREA)
Abstract
Et system for rengjøring av kompressorer (1) som befinner seg på et vanskelig tilgjengelig sted, f.eks. på eller nær sjøbunnen eller ned i en brønn, omfattende en rengjøringsvæskelinje (8) som strekker seg mellom en lett tilgjengelig væskekilde og kompressoren. Væskekilden kan være en linje (7) for tilførsel av hydratinhibitor, antiskummekjemikalier, barrierevæske, demulgeringsmiddel eller andre typer kjemikalier til en undersjøisk produksjons- eller prosessaktivitet. Alternativt kan væskekilden være en akkumulatortank (13) plassert i nærheten av kompressoren.A system for cleaning compressors (1) located in an easily accessible location, e.g. on or near the seabed or down into a well, comprising a cleaning fluid line (8) extending between an easily accessible fluid source and the compressor. The liquid source may be a line (7) for supplying hydrate inhibitor, anti-foam chemicals, barrier fluid, demulsifier or other types of chemicals to an underwater production or process activity. Alternatively, the liquid source may be an accumulator tank (13) located near the compressor.
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et system og en fremgangsmåte for rengjøring av kompressorer som befinner seg på eller nær havbunnen eller nede i et borehull, i samsvar med ingressen til de etterfølgende selvstendige krav 1 og 9, et system og en fremgangsmåte for å hindre hydratdannelse i kompressorer som befinner seg på eller nær havbunnen eller nede i et borehull, i samsvar med ingressen til de etterfølgende selvstendige krav 2 og 10 og et system og en fremgangsmåte for å øke kompressorytelsen av kompressorer som befinner seg på eller nær havbunnen eller nede i et borehull, i samsvar med ingressen til de etterfølgende selvstendige krav 3 og 11. The present invention relates to a system and a method for cleaning compressors located on or near the seabed or down a borehole, in accordance with the preamble of the following independent claims 1 and 9, a system and a method for preventing hydrate formation in compressors located on or near the seabed or down a borehole, in accordance with the preamble of the subsequent independent claims 2 and 10 and a system and method for increasing the compressor performance of compressors located on or near the seabed or down a borehole, in accordance with the preamble to the subsequent independent claims 3 and 11.
Som regel vil alle kompressorer i løpet av sin levetid utsettes for tilsmussing og tap av ytelse forårsaket av ulike typer partikler og forurensende stoffer som finnes i det komprimerte fluid. Partikler vil klebe til både statiske og roterende deler i kompressorens strømningsvei og ha en ugunstig innvirkning på den aerodynamiske utformingen, hvilket vil føre til en reduksjon i massestrøm, yteevne, trykkforhold og trykksvingningsmargin. Dette medfører et økt strømbehov for å opprettholde en jevn produksj onsmengde. As a rule, all compressors during their lifetime will be exposed to soiling and loss of performance caused by various types of particles and pollutants found in the compressed fluid. Particles will stick to both static and rotating parts in the compressor flow path and adversely affect the aerodynamic design, leading to a reduction in mass flow, performance, pressure ratio and pressure swing margin. This results in an increased need for electricity to maintain a steady production volume.
I den senere tid er det blitt ønskelig å kunne plassere kompressorer, spesielt kompressorer for komprimering av naturgass utvunnet fra en hydrokarbonbrønn offshore, på eller nær havbunnen, eventuelt nede i brønnen. Ved å komprimere gassen så langt oppstrøms i produksjonsledningen som mulig vil man kunne redusere kravene til størrelse på stigerør og forbindelsesledninger. En reduksjon i stigerørsdiameter har spesielt stor effekt på dypt vann, og vil gi en betydelig vektreduksjon og mindre behov for avanserte materialer, flottører og spesialdesignet monteringsutstyr. Alt dette har en stor innvirkning på kostnadene. In recent times, it has become desirable to be able to place compressors, especially compressors for compressing natural gas extracted from a hydrocarbon well offshore, on or near the seabed, possibly down in the well. By compressing the gas as far upstream in the production line as possible, it will be possible to reduce the requirements for the size of risers and connecting lines. A reduction in riser diameter has a particularly large effect in deep water, and will result in a significant weight reduction and less need for advanced materials, floats and specially designed mounting equipment. All of this has a big impact on costs.
Det å skulle vedlikeholde en kompressor plassert på et slikt sted, har imidlertid vært til hinder for å omsette denne ideen i praksis. Vedlikeholdet ville innebære at kompressoren måtte hentes opp med jevne mellomrom. Følgene av dette ville ikke bare være kostnader forbundet med selve opphentingen av kompressoren og utplassering av en ny, men også en lang stans i produksjonen. Having to maintain a compressor placed in such a place has, however, been an obstacle to putting this idea into practice. The maintenance would mean that the compressor would have to be picked up at regular intervals. The consequences of this would not only be costs associated with the actual collection of the compressor and deployment of a new one, but also a long stoppage in production.
Den foreliggende oppfinnelse har i ett aspekt som hovedformål å opprettholde kompressorens kapasitet på høyest mulig nivå, og følgelig holde strømforbruket som lavt som mulig under hele kompressorens levetid. Ettersom vedlikehold av kompressorer er meget kostbart, har oppfinnelsen som ytterligere formål å unngå å måtte hente opp kompressoren på grunn av eventuell kraftig tilsmussing/begroing. In one aspect, the main purpose of the present invention is to maintain the compressor's capacity at the highest possible level, and consequently keep the power consumption as low as possible during the compressor's entire lifetime. As the maintenance of compressors is very expensive, the invention has as a further purpose to avoid having to pick up the compressor due to possible heavy soiling/fouling.
I et andre aspekt har den foreliggende oppfinnelse som hovedformål å hindre hydratdannelse i kompressoren eller nedstrøms av denne. In another aspect, the main purpose of the present invention is to prevent hydrate formation in the compressor or downstream of it.
I et tredje aspekt har den foreliggende oppfinnelse som hovedformål å øke kompressorytelsen. In a third aspect, the main purpose of the present invention is to increase compressor performance.
Havbunnskompressorer vil typisk befinne seg langt fra vertsinstallasjonen og strømtilførselen, og hjelpefunksjoner ville skje via hjelpeledninger fra vertsinstallasjonen, offshoreplattformen eller landanlegget, typisk i en avstand på mellom 40 og 180 kilometer. Vedlikehold og rengjøring av havbunnskompressorer vil typisk kunne utføres ved å hente havbunnskompressoren opp til overflaten (topside) for manuell rengjøring. Dette er en dyr operasjon som forutsetter at kompressorsystemet stanses og arbeidet utføres ved hjelp av et offshorefartøy. Arbeidet vil ikke kunne gjøres så ofte som det burde, på grunn av de høye kostnader og muligheten for produksjonstap under intervensjonen. Kompressoren vil derfor forfalle og tape yteevne i periodene mellom disse vedlikeholdsintervaller. Subsea compressors would typically be located far from the host installation and power supply, and auxiliary functions would take place via auxiliary lines from the host installation, the offshore platform or the onshore facility, typically at a distance of between 40 and 180 kilometers. Maintenance and cleaning of subsea compressors will typically be carried out by bringing the subsea compressor up to the surface (topside) for manual cleaning. This is an expensive operation that requires the compressor system to be stopped and the work carried out using an offshore vessel. The work will not be able to be done as often as it should, due to the high costs and the possibility of production loss during the intervention. The compressor will therefore decay and lose performance in the periods between these maintenance intervals.
Havbunnskompressorer som befinner seg langt unna og på vanskelig tilgjengelige steder har et begrenset strømforsyningssystem på grunn av de høye kostnader som knytter seg til anleggingen av strømforsyningsledningen. En forholdsvis liten reduksjon av yteevnen til en stor kompressor vil føre til en stor økning i kompressorens strømbehov for å opprettholde en jevn produksjonsmengde. Tilsmussing som skyldes at forskjellig stoffer, som for eksempel partikler, kleber seg til kompressordelene i strømningsveien, vil derfor forholdsvis raskt føre til et utillatelig tap av yteevne som ikke kan kompenseres ved å øke strømtilførselen til kompressoren. Et ytterligere formål med oppfinnelsen er derfor å fjerne disse stoffer som kleber seg fast i kompressorens strømningsvei, mens kompressoren forblir på det vanskelig tilgjengelige sted. Subsea compressors located far away and in hard-to-reach places have a limited power supply system due to the high costs associated with laying the power supply line. A relatively small reduction in the performance of a large compressor will lead to a large increase in the compressor's power requirement in order to maintain a steady production quantity. Soiling caused by various substances, such as particles, sticking to the compressor parts in the flow path will therefore relatively quickly lead to an unacceptable loss of performance that cannot be compensated for by increasing the power supply to the compressor. A further purpose of the invention is therefore to remove these substances which stick to the compressor's flow path, while the compressor remains in the hard-to-reach place.
Det er i dag vanlig praksis å bruke spesialrengjøringsmidler for å vaske kompressorer som befinner seg på overstellet eller på land, mens disse er "online" eller "offline" It is now common practice to use special cleaning agents to wash compressors located on the superstructure or on land, while these are "online" or "offline"
(tilkoplet prosessen eller frakoplet). Kompressorer som er installert på overstellet (dekk) eller i landanlegg, er imidlertid lett tilgjengelige, og systemet for tilførsel av rengjøringsvæsker befinner seg i nærheten av disse. (connected to the process or disconnected). However, compressors installed on the superstructure (deck) or in land facilities are easily accessible, and the system for supplying cleaning fluids is located near them.
Det finnes i dag intet system for on-linevasking av havbunnskompressorer. Det er viktig at systemløsningene for havbunnskompressorstasjoner kan oppvise lav risiko, enkelhet, robusthet, høy yteevne og færrest mulig hjelpesystemer. There is currently no system for on-line washing of subsea compressors. It is important that the system solutions for seabed compressor stations can exhibit low risk, simplicity, robustness, high performance and as few auxiliary systems as possible.
De ovennevnte formål oppnås ved hjelp av et system og en fremgangsmåte hvor en lett tilgjengelig væske tilføres kompressoren som rengjøringsvæske, hydratinhibitor eller ekspansjonsvæske mens kompressoren befinner seg på havbunnen. Den realiseres i henhold til oppfinnelsen ved hjelp av en væskeledning, spesielt for rengjøringsvæske eller inhibitator, som strekker seg mellom en lett tilgjengelig væskekilde og kompressoren. The above-mentioned purposes are achieved by means of a system and a method where an easily accessible liquid is supplied to the compressor as cleaning liquid, hydrate inhibitor or expansion liquid while the compressor is on the seabed. It is realized according to the invention by means of a liquid line, especially for cleaning liquid or inhibitor, which extends between an easily accessible liquid source and the compressor.
I en foretrukket utførelse er væskekilden en ledning for tilførsel av hydratinhibitor, skumdempingsmiddel, barrierevæske, demulgator eller andre kjemikalietyper til produksjons- eller prosessaktiviteter på havbunnen. De tiltak som vil måtte gjøres i forbindelse med konstruksjonen av denne utførelse, vil være forholdsvis overkommelige og kan oppnås ved hjelp av i og for seg velkjent teknologi. In a preferred embodiment, the liquid source is a line for supplying hydrate inhibitor, foam suppressant, barrier liquid, demulsifier or other chemical types to production or process activities on the seabed. The measures that will have to be taken in connection with the construction of this embodiment will be relatively manageable and can be achieved with the help of in and of themselves well-known technology.
Væskekilden kan alternativt være en akkumulatortank anordnet i nærheten av kompressoren. Denne ville gi nok væske ved tilstrekkelig trykk på det tidspunkt hvor kompressoren skal rengjøres. The liquid source can alternatively be an accumulator tank arranged near the compressor. This would provide enough liquid at sufficient pressure at the time when the compressor is to be cleaned.
Dersom akkumulatortanken står i forbindelse med en tilførselsledning for hydratinhibitor, skumdempingsmiddel, barrierevæske, demulgator eller andre typer kjemikalier til produksjons- eller prosessaktiviteter på havbunnen, kan man enkelt fylle akkumulatortanken med rengjøringsvæske fra denne ledningen. If the accumulator tank is connected to a supply line for hydrate inhibitor, foam suppressant, barrier liquid, demulsifier or other types of chemicals for production or process activities on the seabed, you can easily fill the accumulator tank with cleaning liquid from this line.
Dersom akkumulatortanken står i forbindelse med væskeutløpet fra en gass/væskeseparator, kan akkumulatortanken fylles med væske fra brønnstrømmen, som fungerer som rengjøringsvæske. If the accumulator tank is connected to the liquid outlet from a gas/liquid separator, the accumulator tank can be filled with liquid from the well flow, which acts as a cleaning liquid.
Akkumulatortanken står i forbindelse med en høytrykksledning som leder om trykkgass fra kompressoren for å øke trykket i rengjøringsvæsken i akkumulatortanken og få rengjøringsvæsken til å strømme ut. The accumulator tank is connected to a high-pressure line that redirects compressed gas from the compressor to increase the pressure in the cleaning fluid in the accumulator tank and cause the cleaning fluid to flow out.
Det finnes i dag velprøvde og driftssikre systemer for tilførsel av inhibitorer og flytende kjemikalier gjennom rør/rørledninger til havbunnsproduksjonssystemer, men disse brukes ikke til andre formål enn å sikre strømningen. Today, there are proven and reliable systems for supplying inhibitors and liquid chemicals through pipes/pipelines to seabed production systems, but these are not used for purposes other than ensuring the flow.
Utformingen av behandlings- og pumpesystemer på havbunnen inkluderer også tilførsel av inhibitorer, barrierefluider og andre flytende kjemikalier i rør/rørledninger, og baserer seg på eksisterende teknologi. The design of treatment and pumping systems on the seabed also includes the supply of inhibitors, barrier fluids and other liquid chemicals in pipes/pipelines, and is based on existing technology.
Kompressorrengjøringsvæsken kan være én av flere væsker som er lett tilgjengelige på stedet. Olje/gassbrønner ved høyt trykk og havbunnsproduksjonssystemer har en form for hydratforebyggende/kontrollsystem for å forhindre at det dannes hydrater, spesielt i strømningsrør. Det vil dannes hydrater når en hydrokarbonbrønnstrøm inneholdende vann kombineres med høyt trykk og lav temperatur. For å unngå at det dannes hydrater injiseres det vanligvis en flytende hydratinhibitor ved brønnhodet, og denne utgjør en del av oljeproduksjonsinfrastrukturen. Prosess- og pumpesystemer på havbunnen vil omfatte anordninger for injeksjon av hydratinhibitor eller andre kjemiske inhibitorer. The compressor cleaning fluid may be one of several fluids readily available on site. High pressure oil/gas wells and subsea production systems have some form of hydrate prevention/control system to prevent hydrates from forming, especially in flow tubes. Hydrates will form when a hydrocarbon well stream containing water is combined with high pressure and low temperature. To prevent hydrates from forming, a liquid hydrate inhibitor is usually injected at the wellhead, and this forms part of the oil production infrastructure. Process and pumping systems on the seabed will include devices for injection of hydrate inhibitor or other chemical inhibitors.
Det å bruke flytende inhibitor som sprøytes inn ved kompressoirnnløpet (sugesiden), vil gjøre at man får renset vekk smuss på kompressordeler som er i direkte kontakt med det komprimerte medium, og (i det minste i en viss grad) gjenoppretter den opprinnelige geometrien. Using a liquid inhibitor that is injected at the compressor inlet (suction side) will clean away dirt on compressor parts that are in direct contact with the compressed medium, and (at least to some extent) restore the original geometry.
I tillegg vil man ved å injisere en kald væske (ved sjøvannstemperatur) i kompressoren bedre kompressorens yteevne, som følge av en reduksjon i den faktiske volumgjennomstrømning og den økte tetthet i det komprimerte medium gjennom kompressoren. In addition, by injecting a cold liquid (at seawater temperature) into the compressor, the compressor's performance will be improved, as a result of a reduction in the actual volume flow and the increased density of the compressed medium through the compressor.
Injeksjon av en lett tilgjengelig væske i kompressoren vil bidra til å: Injection of a readily available fluid into the compressor will help to:
• Holde kompressorens yteevne på et høyt nivå under driften uten stans i gassproduksjonen. • Gjøre hele systemet mindre komplisert (intet behov for ekstra rør i navlestrengen og spesialiserte hjelpesystemer på dekk) • Keep the compressor's performance at a high level during operation without stopping gas production. • Make the whole system less complicated (no need for extra tubes in the umbilical cord and specialized support systems on deck)
Øke driftssikkerhet/tilgjengelighet Increase operational reliability/availability
Redusere kostnadene (kapitalutgifter og driftsutgifter) for et kompressorrengjøringssystem /infrastruktur til et minimum Reduce the costs (capital expenditure and operating expenditure) of a compressor cleaning system / infrastructure to a minimum
Oppfinnelsen vil bli forklart nærmere under henvisning til de vedlagte tegninger, som anskueliggjør eksempler på utførelser av oppfinnelsen, og hvor: Figur 1 viser skjematisk en første og foretrukket utførelse av oppfinnelsen, hvor rengjøringsvæske injiseres fra en inhibitortilførselsledning og som eventuelt også kan inkludere mellomtrinnsinjeksjon av rengjøringsvæske i kompressoren.; Figur 2 viser en andre utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor rengjøringsvæske kommer fra en ROV og lagers i en akkumulatortank, eventuelt tilføres direkte fra en ROV; Figur 3 viser en tredje utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor rengjøringsvæske tilføres fra en inhibitortilførselsledning via en akkumulatortank med to alternative tømmesystemer for akkumulatortanken; og Figur 4 viser en fjerde utførelse av den foreliggende oppfinnelse, hvor en prosessvæske sprøytes inn som rengjøringsvæske. The invention will be explained in more detail with reference to the attached drawings, which illustrate examples of embodiments of the invention, and where: Figure 1 schematically shows a first and preferred embodiment of the invention, where cleaning fluid is injected from an inhibitor supply line and which may also include intermediate stage injection of cleaning fluid in the compressor.; Figure 2 shows a second embodiment of the present invention, where cleaning liquid comes from an ROV and is stored in an accumulator tank, optionally supplied directly from an ROV; Figure 3 shows a third embodiment of the present invention, where cleaning liquid is supplied from an inhibitor supply line via an accumulator tank with two alternative emptying systems for the accumulator tank; and Figure 4 shows a fourth embodiment of the present invention, where a process liquid is injected as a cleaning liquid.
Idet det først henvises til figur 1, er det vist en kompressor 1. Kompressoren kan være en hvilken som helst type som er i stand til å komprimere tørr eller våt naturgass, som de kompressortyper som i dag brukes til dette formål på dekk eller i landanlegg. Referring first to Figure 1, a compressor 1 is shown. The compressor may be any type capable of compressing dry or wet natural gas, such as the compressor types currently used for this purpose on deck or in land plants .
Brønnfluid tilføres fra et brønnhull via en brønnfluidledning 2. Med mindre brønnfluidet består utelukkende av tørr, eller til en viss grad våt, gass, separeres brønnfluidet i en havbunns- eller brønnseparator 3. Væskeandelen (vann, kondensat og olje) av brønnfluidene føres fra separatoren 3 til en væskeledning 4. Gassen sendes gjennom en gassledning 5 til kompressoren 1. Fra kompressoren strømmer så gassen til ledning 6, som forløper til et stigerør eller et strømningsrør (énfaset eller flerfaset). Well fluid is supplied from a wellbore via a well fluid line 2. Unless the well fluid consists exclusively of dry, or to some extent wet, gas, the well fluid is separated in a seabed or well separator 3. The liquid part (water, condensate and oil) of the well fluids is fed from the separator 3 to a liquid line 4. The gas is sent through a gas line 5 to the compressor 1. From the compressor, the gas then flows to line 6, which leads to a riser or a flow pipe (single-phase or multi-phase).
I nærheten av kompressoren er det en tilførselsledning 7 som leverer hydratinhibitor til brønnhodet, eventuelt annen tilgjengelig og hensiktsmessig væske (f.eks. MEG, metanol, barrierevæske, demulgator, skumdempingsmiddel eller forskjellige kombinasjoner av kjemiske komponenter som er nødvendige for å drive et produksjons/prosessystem på havbunnen eller for å sikre driftssikkerheten). Fra denne ledningen går det en grenledning 8. Grenledningen 8 er koplet til gassledningen ved en injeksjons- og doseringsventil 9.1 grenledningen 8 er det en isolasjonsventil 10. In the vicinity of the compressor, there is a supply line 7 that delivers hydrate inhibitor to the wellhead, possibly other available and appropriate fluid (e.g. MEG, methanol, barrier fluid, demulsifier, defoamer or various combinations of chemical components necessary to operate a production/ process system on the seabed or to ensure operational safety). From this line there is a branch line 8. The branch line 8 is connected to the gas line by an injection and dosing valve 9.1 branch line 8 is an isolation valve 10.
Når det blir nødvendig å rengjøre kompressoren tappes det av en liten mengde inhibitorvæske fra tilførselsledningen 7 til grenledningen 8 ved å åpne isolasjonsventilen 10. Væsken føres inn i innsprøytingsdysen og doseringsventilen 9. Det vil typisk være et antall dyser fordelt på optimalt vis over, gjennomstrømningstverrsnittet, noe som er velkjent fra dagens anvendelser i landanlegg. When it becomes necessary to clean the compressor, a small amount of inhibitor liquid is drained from the supply line 7 to the branch line 8 by opening the isolation valve 10. The liquid is fed into the injection nozzle and the dosing valve 9. There will typically be a number of nozzles optimally distributed over, the flow cross-section, which is well known from today's applications in land plants.
Kompressoren omfatter ofte flere enn ett kompressortrinn. Væsken injiseres før første kompressortrinn. Rengjøringsvæsken vil strømme gjennom kompressoren ved høyt trykk og rive løs partikler som har klebet seg fast innvendig langs strømningsveien. Systemet som overvåker kompressortilstanden, kan avgjøre når vaskingen skal utføres, basert på målinger av gassgjennomstrømningen, kraftbehov eller andre parametere som indikerer redusert yteevne. Alternativt kan rengjøringen utføres med jevne mellomrom for å forebygge tilsmussing før det skjer noen vesentlig reduksjon av kompressorens yteevne og økning i kraftbehov eller reduksjon i produksjonen. The compressor often comprises more than one compressor stage. The liquid is injected before the first compressor stage. The cleaning liquid will flow through the compressor at high pressure and tear loose particles that have stuck inside along the flow path. The system that monitors the compressor condition can decide when the washing should be performed, based on measurements of the gas flow, power demand or other parameters that indicate reduced performance. Alternatively, the cleaning can be carried out at regular intervals to prevent soiling before there is a significant reduction in the compressor's performance and an increase in power demand or a reduction in production.
Rengjøringsvæsken strømmer ut av kompressoren via trykkgassledningen 6 og kan føres med gassen til en nedstrøms stasjon for å skille ut rengjøringsvæsken fra gassen. The cleaning liquid flows out of the compressor via the compressed gas line 6 and can be carried with the gas to a downstream station to separate the cleaning liquid from the gas.
Figur 1 viser også en løsning for mellomtrinnsinjeksjon av rengjøringsvæske. Denne representeres ved en andre grenledning 11 som strekker seg fra den første grenledning 8 nedstrøms av isolasjonsventilen 10. Den andre grenledning 11 omfatter en andre doseringventill2. Figure 1 also shows a solution for intermediate injection of cleaning liquid. This is represented by a second branch line 11 which extends from the first branch line 8 downstream of the isolation valve 10. The second branch line 11 comprises a second dosing valve 12.
Fordelen ved mellomtrinnsinjeksjon av rengjøringsvæske er at det oppnås mer effektiv rengjøring, ettersom det kan tilføres frisk rengjøringsvæske på optimale steder i kompressorens strømningsvei. Det er også mulig å ha flere enn én mellomtrinnsinjeksjon, for eksempel én for hvert kompressortrinn. The advantage of intermediate cleaning fluid injection is that more efficient cleaning is achieved, as fresh cleaning fluid can be supplied at optimal locations in the compressor's flow path. It is also possible to have more than one intermediate stage injection, for example one for each compressor stage.
Figur 2 viser en alternativ utførelse av oppfinnelsen, hvor en akkumulatortank 13 leverer rengjøringsvæske i stedet for at den trekkes ut av en tilførselsledning 7. Rengjøringsvæsketanken 13 kan fylles på land eller på dekk før den installeres, og/eller den kan fylles ved hjelp av en ROV mens kompressorstasjonen er i drift. ROV'en kan enten få tilgang til kompressorens injeksjonssystem via forbindelsesledning 25 (i hvilket tilfelle akkumulatortanken 13 kan utelates) eller ved å fylle opp akkumulatortanken 13 via et tilkoplingssystem 33. Alternativt kan det benyttes et spesielt rør i navlestrengen fra overflateinstallasjonen. Det foretrekkes imidlertid ikke å gjøre dette, på grunn av de meget høye kostnader forbundet med produksjon av navlestrenger. Navlestrengrøret som brukes til å tilføre kompressorrengjøringsvæske, behøver imidlertid ikke være så stort at det kan tilføre hele strømningsmengden av rengjøringsvæske som brukes ved injeksjon, dersom det er installert en akkumulatortank av hensiktsmessig størrelse på havbunnen. Figure 2 shows an alternative embodiment of the invention, where an accumulator tank 13 supplies cleaning liquid instead of it being drawn out of a supply line 7. The cleaning liquid tank 13 can be filled on land or on deck before it is installed, and/or it can be filled using a ROV while the compressor station is in operation. The ROV can either gain access to the compressor's injection system via connecting line 25 (in which case the accumulator tank 13 can be omitted) or by filling up the accumulator tank 13 via a connection system 33. Alternatively, a special tube in the umbilical from the surface installation can be used. However, it is not preferred to do this, due to the very high costs associated with the production of umbilical cords. The umbilical pipe used to supply compressor cleaning liquid does not, however, need to be so large that it can supply the entire flow amount of cleaning liquid used by injection, if an accumulator tank of appropriate size is installed on the seabed.
Fordelen ved en akkumulatortank 13 som den som vises på figur 2, er at den kan fylles med spesialrengjøringsvæske i stedet for hydratinhibitor eller andre tilgjengelige væsker. Dette er spesielt gunstig der er ventet at det vil forekomme kraftig forringelse av yteevne og tilsmussing av kompressoren, og den enkle mekaniske virkningen av å injisere væske i kompressoren ikke har nevneverdig effekt. Spesialrengjøringsmidler for kompressorer kan gjøre rengjøringen mer effektiv i tilfeller hvor begroingen/tilsmussingen er spesielt kraftig eller motstandsdyktig. Spesialrengjøringsvæske kan være et konsentrat blandet med andre tilgjengelige havbunnsvæsker (for eksempel barrierevæske), eller det kan være forhåndsblandet på land og leveres til havbunnskompressorsystemet ved hjelp av en ROV. The advantage of an accumulator tank 13 such as that shown in Figure 2 is that it can be filled with special cleaning liquid instead of hydrate inhibitor or other available liquids. This is particularly beneficial where it is expected that there will be a severe deterioration in performance and fouling of the compressor, and the simple mechanical effect of injecting liquid into the compressor has no significant effect. Special cleaning agents for compressors can make cleaning more effective in cases where the fouling/fouling is particularly strong or resistant. Special cleaning fluid can be a concentrate mixed with other available subsea fluids (for example, barrier fluid), or it can be pre-mixed on land and delivered to the subsea compressor system using an ROV.
Alle andre grunnleggende trekk ved utførelsen på figur 2 tilsvarer de som finnes på figur 1. Mellomtrinnsinjeksjon kan selvsagt også benyttes i utførelsen på figur 2 og alle andre beskrevne utførelser. All other basic features of the design in Figure 2 correspond to those found in Figure 1. Intermediate injection can of course also be used in the design in Figure 2 and all other described designs.
Figur 3 viser en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelse. Denne utførelse ligner utførelsen på figur 1, med den forskjell at det finnes en akkumulatortank 20 og en ekstra isolasjonsventil 21 i grenledningen 8 mellom isolasjonsventilen 10 og innsprøytingsdysen og doseringsventilen 9. For ikke å virke forstyrrende på andre prosesser som trenger denne væsken, kan akkumulatortanken 20 fylles langsomt opp for å sikre at den nødvendige mengde rengjøringsvæske er tilgjengelig ved riktig strømningshastighet, slik at rengjøringen kan utføres uten å forstyrre andre prosesser som trenger samme væske på andre steder i havbunnsproduksjonssystemet. Det finnes to muligheter for å få rengjøringsvæske ut av akkumulatortanken 20, hvorav den første foretrekkes. En avtapningsledning 22 føres fra kompressoren til akkumulatortanken 20. Avtapningsledningen 22 vil trekke en liten mengde trykkgass ut av kompressoren 1 og gjøre det mulig å tømme akkumulatortanken 22 for innhold ved å åpne ventil 23 mens kompressoren 1 er i gang. Et annet alternativ er å føre en avtapningsledning 33 fra oppstrøms separatoren 3 til akkumulatortanken 20. Fordi separatoren 3 og rørledningen mellom separatoren 3 og kompressoren 1 vil forårsake et trykkfall 3, vil akkumulatortrykket være høyere enn kompressorens 1 sugetrykk dersom ventilen 26 er Figure 3 shows another embodiment of the present invention. This embodiment is similar to the embodiment in Figure 1, with the difference that there is an accumulator tank 20 and an additional isolation valve 21 in the branch line 8 between the isolation valve 10 and the injection nozzle and the dosing valve 9. In order not to interfere with other processes that need this liquid, the accumulator tank 20 can is filled up slowly to ensure that the required amount of cleaning fluid is available at the correct flow rate so that cleaning can be carried out without interfering with other processes that require the same fluid elsewhere in the subsea production system. There are two possibilities for getting cleaning liquid out of the accumulator tank 20, of which the first is preferred. A drain line 22 is led from the compressor to the accumulator tank 20. The drain line 22 will draw a small amount of compressed gas out of the compressor 1 and make it possible to empty the accumulator tank 22 of its contents by opening valve 23 while the compressor 1 is running. Another alternative is to run a drain line 33 from the upstream separator 3 to the accumulator tank 20. Because the separator 3 and the pipeline between the separator 3 and the compressor 1 will cause a pressure drop 3, the accumulator pressure will be higher than the compressor 1 suction pressure if the valve 26 is
åpen, og følgelig vil væske presses ut av akkumulatortanken 20 mot innsprøytingsdysene 9 foran kompressoren 1. open, and consequently liquid will be forced out of the accumulator tank 20 towards the injection nozzles 9 in front of the compressor 1.
Ledningen tilsvarende avtapningsledning 22 kan også brukes til å øke trykket i akkumulatortanken 13 og tømme denne for innhold i henhold til utførelsen på figur 2. The line corresponding to drain line 22 can also be used to increase the pressure in the accumulator tank 13 and empty it of its contents according to the design in Figure 2.
Figur 4 viser enda en alternativ utførelse som er gjennomførbar dersom det foreligger en separatorenhet 3. Figuren viser en væsketrykkøkningspumpe 14 som vanligvis er der for å øke trykket i olje, kondensat og/eller vann etter separasjon og før transport. Det går en grenledning 15 fra væskeledningen 31 nedstrøms trykkøkningspumpen 14. Grenledningen 15 innbefatter en isolasjonsventil 16 som åpnes for å slippe fluid inn i en akkumulator- og bunnfellingstank 17. Fra akkumulator- og bunnfellingsanken 17 går det en rengjøringsvæskeledning 8 med en isolasjonsventil 27 til innsprøytingsdysene og doseringsventilen 9, som stort sett er av samme type som på figur 1. Figure 4 shows yet another alternative design which is feasible if there is a separator unit 3. The figure shows a liquid pressure increase pump 14 which is usually there to increase the pressure in oil, condensate and/or water after separation and before transport. A branch line 15 runs from the liquid line 31 downstream of the pressure boosting pump 14. The branch line 15 includes an isolation valve 16 which is opened to release fluid into an accumulator and sedimentation tank 17. From the accumulator and sedimentation tank 17 there is a cleaning fluid line 8 with an isolation valve 27 to the injection nozzles and the dosing valve 9, which is largely of the same type as in Figure 1.
For å kunne fylle akkumulatortanken 17 med væske fra pumpen 14 gjennom ledning 15 kan det være nødvendig å tappe av fluid som allerede finnes i tanken 17 (hvilket kan være en blanding av gass, væske og bunnfelte partikler). Dette fluidet bør helst sendes til et sted oppstrøms separatoren 3. Dette kan gjøres fra bunnfellingstanken 17 via en returledning 18 som inkluderer en isolasjonsventil 19, og en strømningsledning 30 som går til et sted som ligger oppstrøms separatoren 3, eller en strømningsledning 29 som går inn i rørledningen 4 oppstrøms pumpen 14. Partiklene vil bli ført gjennom ledning 18 og ledning 29 eller 30. Ledningen 18 står derfor i forbindelse med bunnen av akkumulatortanken 17 for å sikre at eventuelle bunnfelte partikles fjernes fra tanken og så sendes gjennom væskepumpen 14. In order to be able to fill the accumulator tank 17 with liquid from the pump 14 through line 15, it may be necessary to drain fluid that is already in the tank 17 (which may be a mixture of gas, liquid and settled particles). This fluid should preferably be sent to a location upstream of the separator 3. This can be done from the settling tank 17 via a return line 18 which includes an isolation valve 19, and a flow line 30 that goes to a location upstream of the separator 3, or a flow line 29 that enters in the pipeline 4 upstream of the pump 14. The particles will be led through line 18 and line 29 or 30. The line 18 is therefore in connection with the bottom of the accumulator tank 17 to ensure that any settled particles are removed from the tank and then sent through the liquid pump 14.
Eventuell gass i akkumulatortanken 17 kan trekkes ut gjennom en ledning 28 som inkluderer en isolasjonsventil 32 og strekker seg fra toppen av akkumulatortanken 17 til et sted oppstrøms separatoren 3. Ledningen 28 kan også tjene som et middel til å tømme bunnfellingstanken 17 for væske når ventilene 19 og 26 er stengt (ventil 27 og 32 er åpne). Dette kan gjøres under drift fordi det eksisterer et dynamisk trykkfall over separatoren 3. Ved åpning av ventilen 32 blir trykket i tanken 17 høyere enn kompressorens sugetrykk, og det blir dermed mulig å injisere væsken i bunnfellingstanken 17. Det kan oppnås en ytterligere trykkøkning i væskeledningen 8 Any gas in the accumulator tank 17 may be withdrawn through a conduit 28 which includes an isolation valve 32 and extends from the top of the accumulator tank 17 to a location upstream of the separator 3. The conduit 28 may also serve as a means of emptying the settling tank 17 of liquid when the valves 19 and 26 are closed (valves 27 and 32 are open). This can be done during operation because there is a dynamic pressure drop across the separator 3. When opening the valve 32, the pressure in the tank 17 becomes higher than the compressor's suction pressure, and it thus becomes possible to inject the liquid into the settling tank 17. A further pressure increase in the liquid line can be achieved 8
ved fysisk å plassere bunnfellingstanken 17 på et høyere nivå enn kompressoren. by physically placing the settling tank 17 at a higher level than the compressor.
I akkumulator- og bunnfellingstanken 17 kan væsken som kommer fra grenledningen In the accumulator and settling tank 17, the liquid coming from the branch line can
15, og som ofte vil inneholde sandpartikler etc., bunnfelle seg en stund før den injiseres som rengjøringsvæske på ett eller flere steder i kompressoren, som beskrevet i forbindelse med figur 1. Etter injeksjon i kompressoren kan det gjenværende fluid (og partikler) i bunnfellingstanken 17 reinjiseres til pumpens 14 sugeside eller separatoren 3 for å øke trykket igjen før det sendes til et mottaksanlegg gjennom ledning 31. Denne tømmingen av partikler og gjenværende fluid fra bunnfellingstanken 17 kan gjøres ved å bruke returledningen 18 enten til et sted nedstrøms separatoren (gjennom ledning 29) eller oppstrøms separatoren 3 (gjennom ledning 30). Ledningen 18 omfatter en isolasjonsventil 19 for selektiv retur av væske og partikler til ett av disse stedene. 15, and which will often contain sand particles etc., settle for a while before it is injected as cleaning liquid at one or more places in the compressor, as described in connection with figure 1. After injection into the compressor, the remaining fluid (and particles) in the settling tank can 17 is reinjected to the suction side of the pump 14 or the separator 3 to increase the pressure again before it is sent to a receiving facility through line 31. This emptying of particles and residual fluid from the settling tank 17 can be done by using the return line 18 either to a location downstream of the separator (through line 29) or upstream of the separator 3 (through line 30). The line 18 comprises an isolation valve 19 for the selective return of liquid and particles to one of these locations.
Den injiserte inhibitorvæske må sprøytes inn foran det første kompressorhjul, men innsprøytingsdysen og doseringsventilen behøver ikke være en del av kompressorhuset. Injeksjonsvæsken bør så langt som praktisk mulig fordeles jevnt over gjennomstrømningstverrsnittet for å føres med gasstrømmen og få økt bevegelsesmoment og gi mer effektiv rengjøring. The injected inhibitor liquid must be injected in front of the first compressor wheel, but the injection nozzle and the dosing valve need not be part of the compressor housing. As far as practically possible, the injection fluid should be evenly distributed over the flow cross-section in order to be carried with the gas flow and gain increased momentum and provide more efficient cleaning.
Injeksjonsanordningen 9 kan også gjerne brukes som et injeksjonspunkt for hydratinhibitor under planlagt eller ikke planlagt stans i kompressordriften. The injection device 9 can also be used as an injection point for hydrate inhibitor during planned or unplanned stoppages in compressor operation.
Claims (15)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20053296A NO324110B1 (en) | 2005-07-05 | 2005-07-05 | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. |
| PCT/NO2006/000219 WO2007004886A1 (en) | 2005-07-05 | 2006-06-08 | Device and method for cleaning a compressor |
| US11/988,238 US20090050326A1 (en) | 2005-07-05 | 2006-06-08 | Device and Method for Cleaning a Compressor |
| EP06757864A EP1907705B1 (en) | 2005-07-05 | 2006-06-08 | System for cleaning a compressor |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20053296A NO324110B1 (en) | 2005-07-05 | 2005-07-05 | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20053296D0 NO20053296D0 (en) | 2005-07-05 |
| NO20053296L NO20053296L (en) | 2007-01-08 |
| NO324110B1 true NO324110B1 (en) | 2007-08-27 |
Family
ID=35295144
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20053296A NO324110B1 (en) | 2005-07-05 | 2005-07-05 | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20090050326A1 (en) |
| EP (1) | EP1907705B1 (en) |
| NO (1) | NO324110B1 (en) |
| WO (1) | WO2007004886A1 (en) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BRPI0716912A2 (en) * | 2006-09-21 | 2013-11-12 | Vetco Gray Scandinavia As | METHOD AND DEVICE FOR COLD STARTING AN UNDERWATER PRODUCTION SYSTEM |
| GB2479330B8 (en) * | 2009-01-08 | 2013-12-04 | Aker Subsea As | A device for liquid treatment when compressing a well flow |
| NO331265B1 (en) * | 2009-07-15 | 2011-11-14 | Fmc Kongsberg Subsea As | Underwater drainage system |
| NO331264B1 (en) * | 2009-12-29 | 2011-11-14 | Aker Subsea As | System and method for controlling a submarine located compressor, and using an optical sensor thereto |
| FR2961551A1 (en) * | 2010-06-21 | 2011-12-23 | Total Sa | Preparing hydrocarbons comprises extracting fluid in subterranean formation, separating fluid in liquid and gaseous phases, injecting compound inhibiting formation of hydrates, transporting liquid and gaseous phases in pipe and recovering |
| CL2012001067A1 (en) * | 2012-04-26 | 2012-06-22 | Rocco Abbruzzese Permutt Gino | Cleaning system for submersible motor pumps with suction jackets, made up of a series of valves and sensors, which allow the entry of pressurized water, the injection and soaking of cleaning chemical compounds, the exit of water, with sediments and adhered impurities; and cleaning procedure. |
| EP4212738A1 (en) * | 2012-06-11 | 2023-07-19 | Equinor Energy AS | Operating and cleaning compressors |
| JP2016023578A (en) * | 2014-07-18 | 2016-02-08 | 三菱重工業株式会社 | Compressor system, undersea production system with compressor system, and compressor system washing method |
| JP2016023452A (en) * | 2014-07-18 | 2016-02-08 | 三菱重工業株式会社 | Compressor system, submarine production system provided with the same, and cleaning method for compressor |
| ITUB20150643A1 (en) * | 2015-05-22 | 2016-11-22 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | MOTORCOMPRESSOR FOR SUBMARINE INSTALLATIONS |
| WO2017023762A1 (en) * | 2015-07-31 | 2017-02-09 | Ecolab Usa Inc. | Clean-place method and system and composition for the same |
| GB2558662B (en) | 2017-01-17 | 2021-11-24 | Equinor Energy As | Gas compressor cleaning |
| GB2584901B (en) * | 2019-06-21 | 2021-09-29 | Equinor Energy As | Gas compressor cleaning |
| US11939850B2 (en) | 2022-01-07 | 2024-03-26 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus for TCA bleed off and well start-up |
| CN115492558B (en) * | 2022-09-14 | 2023-04-14 | 中国石油大学(华东) | Device and method for preventing secondary generation of hydrate in pressure-reducing exploitation shaft of sea natural gas hydrate |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2717038A (en) * | 1953-02-09 | 1955-09-06 | Pipelife Inc | Method for cleaning and coating the interior of wells |
| US3759324A (en) * | 1972-05-25 | 1973-09-18 | Kobe Inc | Cleaning apparatus for oil well production |
| US4235289A (en) * | 1979-05-10 | 1980-11-25 | Mobil Oil Corporation | Method for producing carbon dioxide from subterranean formations |
| US4326585A (en) * | 1980-02-19 | 1982-04-27 | Baker International Corporation | Method and apparatus for treating well components with a corrosion inhibiting fluid |
| US4695224A (en) * | 1982-01-04 | 1987-09-22 | General Electric Company | Centrifugal compressor with injection of a vaporizable liquid |
| JPS59113300A (en) | 1982-12-20 | 1984-06-29 | Kawasaki Heavy Ind Ltd | Liquid washing device for turbo compressor |
| US4609390A (en) * | 1984-05-14 | 1986-09-02 | Wilson Richard A | Process and apparatus for separating hydrocarbon gas into a residue gas fraction and a product fraction |
| FR2570162B1 (en) * | 1984-09-07 | 1988-04-08 | Inst Francais Du Petrole | METHOD AND DEVICE FOR COMPRESSING AND TRANSPORTING A GAS CONTAINING A LIQUID FRACTION |
| US4702758A (en) * | 1986-05-29 | 1987-10-27 | Shell Western E&P Inc. | Turbine cooling waxy oil |
| NO172075C (en) * | 1991-02-08 | 1993-06-02 | Kvaerner Rosenberg As Kvaerner | PROCEDURE FOR OPERATING A COMPRESSOR PLANT IN AN UNDERWATER STATION FOR TRANSPORTING A BROWN STREAM AND COMPRESSOR PLANT IN A UNDERWATER STATION FOR TRANSPORTING A BROWN STREAM |
| NO172076C (en) * | 1991-02-08 | 1993-06-02 | Kvaerner Rosenberg As Kvaerner | COMPRESSOR SYSTEM IN AN UNDERWATER STATION FOR TRANSPORTING A BROWN STREAM |
| US5356482A (en) * | 1991-12-10 | 1994-10-18 | Serv-Tech, Inc. | Process for vessel decontamination |
| US5389156A (en) * | 1991-12-10 | 1995-02-14 | Serv-Tech, Inc. | Decontamination of hydrocarbon process equipment |
| US5490562A (en) * | 1995-02-07 | 1996-02-13 | Paragon Engineering Services Incorporated | Subsea flow enhancer |
| FR2737279B1 (en) * | 1995-07-27 | 1997-09-19 | Inst Francais Du Petrole | SYSTEM AND METHOD FOR TRANSPORTING A FLUID LIKELY TO FORM HYDRATES |
| DE19654515C1 (en) * | 1996-12-27 | 1998-10-01 | Degussa | Process for the continuous production of methyl mercaptan |
| JP3998815B2 (en) | 1998-06-16 | 2007-10-31 | ソフタード工業株式会社 | How to repair an oil refinery plant |
| US6197095B1 (en) * | 1999-02-16 | 2001-03-06 | John C. Ditria | Subsea multiphase fluid separating system and method |
| US6907933B2 (en) * | 2003-02-13 | 2005-06-21 | Conocophillips Company | Sub-sea blow case compressor |
| NO323324B1 (en) * | 2003-07-02 | 2007-03-19 | Kvaerner Oilfield Prod As | Procedure for regulating that pressure in an underwater compressor module |
| NO321304B1 (en) * | 2003-09-12 | 2006-04-24 | Kvaerner Oilfield Prod As | Underwater compressor station |
| EP1678276A1 (en) * | 2003-10-30 | 2006-07-12 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Process and system for removing contaminants from a natural gas stream |
| US6872263B1 (en) | 2004-02-18 | 2005-03-29 | Refined Technologies, Inc. | Cleaning system and method for dynamic devices in a refinery |
| GB0420061D0 (en) * | 2004-09-09 | 2004-10-13 | Statoil Asa | Method |
| US7721807B2 (en) * | 2004-09-13 | 2010-05-25 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
-
2005
- 2005-07-05 NO NO20053296A patent/NO324110B1/en not_active Application Discontinuation
-
2006
- 2006-06-08 EP EP06757864A patent/EP1907705B1/en not_active Not-in-force
- 2006-06-08 WO PCT/NO2006/000219 patent/WO2007004886A1/en active Application Filing
- 2006-06-08 US US11/988,238 patent/US20090050326A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1907705B1 (en) | 2013-01-02 |
| WO2007004886A1 (en) | 2007-01-11 |
| US20090050326A1 (en) | 2009-02-26 |
| EP1907705A1 (en) | 2008-04-09 |
| NO20053296D0 (en) | 2005-07-05 |
| NO20053296L (en) | 2007-01-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO324110B1 (en) | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. | |
| US8469101B2 (en) | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline | |
| RU2436936C2 (en) | System, vessel and procedure for extraction of oil and heavy fractions from collectors under sea bottom | |
| RU2448245C1 (en) | Separation and collection of multi-phase flow fluids | |
| AU2005266327B2 (en) | Plant for separating a mixture of oil, water and gas | |
| NO334712B1 (en) | Subsea Process Unit | |
| NO20121143A1 (en) | Procedure for Modifying Underwater Equipment with Separation and Reinforcement | |
| EA005616B1 (en) | An installation for the separation of fluids | |
| NO175020B (en) | Method of transporting untreated well stream | |
| EP3612715B1 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| NO20110997A1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE | |
| AU2008235343A1 (en) | An apparatus for venting an annular space between a liner and a pipeline of a subsea riser | |
| US11598193B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| AU2017311631B2 (en) | A drain apparatus for a subsea pipeline | |
| WO2011057369A1 (en) | Depressurisation system for subsea lines and equipment, and hydrate removal method | |
| US20050034869A1 (en) | Method and system for handling producing fluid | |
| US20170028316A1 (en) | Dual helix cycolinic vertical seperator for two-phase hydrocarbon separation | |
| US10539141B2 (en) | Subsea produced non-sales fluid handling system and method | |
| NO340075B1 (en) | A MEG storage system and a method for storing MEG | |
| WO2021168525A1 (en) | System and method for offshore gas production with a single-phase flow to shore | |
| NO20170631A1 (en) | Subsea processing of crude oil | |
| WO2018026352A1 (en) | Dual helix cyclonic vertical separator for two-phase hydrocarbon separation | |
| NO872553L (en) | REFRIGERATION OF FREE FLUID COLLECTION IN PIPES. | |
| KR101846268B1 (en) | Chemical Injection Skid for Offshore | |
| CN1247270A (en) | Elongated logging and early trial production system for marine petroleum exploration |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CB | Opposition filed (par. 26,5 patents act) |
Opponent name: FRAMO ENGINEERING AS, POSTBOKS 174, SANDSLI, BERGE Effective date: 20080527 Opponent name: FMC KONGSBERG SUBSEA AS, POSTBOKS 1012, KONGSBERG, Effective date: 20080527 |
|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application | ||
| BDEC | Board of appeal decision |
Free format text: FOER SAKEN ER TATT OPP TIL BEHANDLING I KLAGENEMNDA, ER PATENTET TRUKKET. KLAGESAKEN HEVES Effective date: 20151008 |