NO325582B1 - Undersjoisk prosessystem - Google Patents
Undersjoisk prosessystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO325582B1 NO325582B1 NO20064918A NO20064918A NO325582B1 NO 325582 B1 NO325582 B1 NO 325582B1 NO 20064918 A NO20064918 A NO 20064918A NO 20064918 A NO20064918 A NO 20064918A NO 325582 B1 NO325582 B1 NO 325582B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- production
- water
- wells
- separator
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 51
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 14
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 150000004677 hydrates Chemical group 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011017 operating method Methods 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Water Treatments (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Undersjøisk bearbeidingssystem for produksjon av olje og/eller gass fra en eller flere produksjonsbrønner (1), spesielt brønner som produserer tung olje på dypt vann og med høy viskositet. Systemet omfatter utenom produksjonsbrønnen(e) (1), en eller flere injeksjonsbrønner (2)for injeksjon av produsert vann, en separator (3), en produksjonspumpe (4), en pumpe for vanninjeksjon og vannsirkulasjon (5) og et oppvarmingsarrangement (6). Det er utstyrt med en rørsløyfe for sirkulasjon og injeksjon av vann (7) som knytter separatoren (3), injeksjons- og sirkulasjonspumpen (5), oppvarmingsarrangementet (6), den strømningsregulerende enheten (11) og brønnene (1, 2) sammen og gjør det mulig å sirkulere oppvarmet vann til brønnene (1, 2) via separatoren (3) og oppvarmingsarrangementet (6).
Description
Den foreliggende oppfinnelsen dreier seg om et undersjøisk bearbeidingssystem i forbindelse med olje- eller gassproduksjon fra en eller flere brønner, spesielt brønner som produserer tungolje på dypt vann og med høy viskositet.
Ved undersjøisk utbygging av olje- og gassfelt på dypt vann og nær arktiske områder står man overfor forskjellige tekniske utfordringer på grunn av de tøffere forholdene i omgivelsene. Å møte disse utfordringene krever en kombinasjon av grundig og nyskapende utforming av produksjonssystemene og utstrakt og nøye kontrollert sikring av flerfasestrøm, i tillegg til driftsstrategier og driftsprosedyrer. Utformingen av undersjøiske produksjonssystemer begynner vanligvis med at man etablerer en arkitektur for feltet og utvikler økonomiske konfigurasjoner for produksjonsledningene som er i samsvar med kravene til sikkerhet og minst mulig inngrepsbehov. Hvis man forstår og utformer med hensyn til de forskjellige forholdene og kravene i forbindelse med produksjonsstrømsikringen til dypvannssystemet, kan det gi minst mulig inngrepsbehov og produksjonstap. For operasjoner med stabil drift må det være et minstekrav at temperaturen i strømmen når den kommer til plattformen ligger over temperaturen der det dannes hydrater og/eller opptrer voks. For transiente operasjoner, d.v.s. avstengingsoperasjoner, er målet å oppnå tilstrekkelig nedkjølingstid før rørinnholdet avkjøles til temperaturen der det dannes hydrater etter avstengingen. Dessuten spiller avstenging, dekomprimering og voksfjerning inn som andre transiente utfordringer ved dypvannsproduksjon.
Undersjøiske rørbuntløsninger er velkjente og representerer forbedrede rørledningssystemer for olje- og gasstransport og fjernbetjening av undersjøiske olje- og gassbrønner. Slike bunter kan innbefatte et hylserør (ytterhylster eller skall), og inne dette kan det befinne seg ett eller flere røropplegg for olje og gass, rørledning(er) eller andre arrangementer for oppvarming og hydrauliske og/eller elektriske kontrolledninger for fjernbetjening av brønnene. Denne løsningen med rørbunter kan innebære høyeffektiv varmeisolering og/eller aktive varmeelementer for å redusere varmetapet til et minimum.
Rørbuntløsninger brukes mye, blant annet hvis produksjonen gjøres på dypt vann, hvis det er trangt om plassen på sjøbunnen, hvis det ikke er tillatt å bruke dykkere under operasjonene eller hvis den tilgjengelige sjøbunnen begrenses av forankringsmønsteret. Rørbuntløsninger i seg selv løser imidlertid ikke utfordringene som er forbundet med brønnoperasjoner på dypt vann med lav temperatur og produksjon av tungolje med høy viskositet, men kan tas inkluderes i løsninger som utformes for slike situasjoner.
Fra US A1 2004/0149445 er det tidligere kjent løsninger for behandling og transport av hydrokarboner med høy viskositet fra undervannsbrønner hvor vann tilføres fra en installasjon og blandes med produsert olje som deretter separeres slik at utseparert produsert vann kan injiseres i en deponeringsbrønn. Løsningen innholder ingen mulighet for oppvarming av det produserte oljen/vannet.
Videre, fra US 6,772,840 og US 4,679,598 er det tidligere kjent metoder for å hindre dannelsen av hydrat i rørledninger, men heller ikke her nevnes løsninger for oppvarming av produsert olje/vann.
Med den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt et undersjøisk prosessystem i forbindelse med produksjon av olje og/eller gass fra en eller flere brønner, spesielt brønner som produserer tungolje på dypt vann og med høy viskositet. Systemet er utformet for å opprettholde den foretrukne produksjonstemperaturen og er spesielt utformet for å oppnå de nødvendige temperaturforholdene under oppstart og avstenging.
Oppfinnelsen er karakterisert ved de trekkene som er definert i det vedlagte uavhengige patentkrav 1.
Avhengige, underordnede krav 2 - 10 definerer fordelaktige trekk ved oppfinnelsen.
Den foreliggende oppfinnelsen beskrives nedenfor med eksempler og med henvisning til figurene, der: fig. 1 er en prinsippskisse eller plan for et bearbeidingssystem i henhold til
oppfinnelsen,
fig. 2 er en prinsippskisse eller plan for et alternativt bearbeidingssystem i
henhold til oppfinnelsen.
Fig. 1 er som nevnt en prinsippskisse eller en plan over bearbeidingssystemet i henhold til oppfinnelsen. Systemet kan inneholde en eller flere produksjonsbrønner 1 for produksjon av olje og/eller gass, en eller flere injeksjonsbrønner 2 for injeksjon av produsert vann, en innretning for regulering av produksjonsstrøm 11, en separator 3, en produksjonspumpe 4, en vanninjeksjons- og sirkulasjonspumpe 5 og et oppvarmingsarrangement 6. Oppvarmingsarrangementet kan fortrinnsvis være i form av et elektrisk oppvarmingssystem. Imidlertid kan det, avhengig av miljøsituasjonen, f.eks. temperaturen i omgivelsene, bli produsert tilstrekkelig varme i arbeidet (varmeenergi) som genereres av sirkulasjonspumpen 5 selv.
Det viktigste trekket ved oppfinnelsen er at den innbefatter en rørsløyfe for vannsirkulering og injeksjon 7 som kobler separatoren 3, injeksjons- og sirkulasjonspumpen 5, oppvarmingsarrangementet 6, strømreguleringsinnretningen 11 og brønnene 1 og 2 sammen. Systemet blir i begynnelsen gjennom en vanntilførselsledning 8 tilsatt vann som varmes opp av sirkulasjonspumpen og, hvis nødvendig, av oppvarmingsarrangementet 6. Det oppvarmede vannet sirkuleres av sirkulasjonspumpen 5 til injeksjonsbrønnen 2, videre til strømreguleringsinnretningen 11 og produksjonsbrønnen 1 og deretter til separatoren 3, før den til slutt føres tilbake fra separatoren til sirkulasjonspumpen 5. Ved oppstart av produksjonsbrønnene hindrer det oppvarmede vannet i rørsløyfesystemet at det felles ut voks og/eller hydrater i rørene. Før produksjonsstan varmer det varme vannet gradvis opp brønnen til den oppstart-temperaturen som er nødvendig for å unngå at eventuell voks eller hydrater som finnes i den produserte oljen blir avleiret i brønn- eller produksjonsrørene. Dessuten vil det produserte brønnfluidet under oppstart blandes med vannet i sløyfen og etter en stund, når produksjonen øker, oppnå en stabil tilstand. Produsert fluid i form av olje/vann og eventuelt gass strømmer altså gjennom produksjons- og sirkulasjonsrørledningen 9 til separatoren 3 der hoveddelen av hydrokarbonene (olje og eventuelt gass) separeres fra vannet. Produsert olje og eventuelt gass som finner i fluidstrømmen overføres ved hjelp av produksjonspumpen 4 fra separatoren 3 til det ønskede bestemmelsesstedet 15 (plattform, produksjonsskip, hovedrørledning, kystterminal o.s.v.) gjennom en produksjonsrørledning 12. Alternativt som vist på fig. 2 kan oljen og gassen transporteres individuelt fra separatoren i separate olje- og gassrørledninger, henholdsvis 12 og 13.
Det produserte vannet på den annen side sirkuleres fra separatoren 3 med sirkulasjonspumpen 5 til injeksjonsbrønnen 2 og/eller til strømningskontrollinnretningen 11. Videre, basert på hvor mye vann som er produsert fra brønnene, kan sirkulasjonssystemet tilsettes mer injeksjonsvann gjennom vanntilførselsledningen 8 for å sikre tilstrekkelig vann til injeksjon og opprettholde de ønskede vannkuttforholdene slik at man får best mulig separasjonssituasjon i separatoren 3. Det er en flerfasedetektor 14 før separatoren 3 som måler hvor mye vann det er i fluidstrømmen foran separatoren, og ved hjelp av denne tilføres systemet vann gjennom tilførselsledningen 8, strømningskontrollinnretningen 11 eller strupeventiler på produksjons-/injeksjonsbrønnhodet som justeres i samsvar basert på disse og andre målinger..
Ved avstenging, når produksjonen av olje og gass stoppes, opprettholdes vannsirkulasjonen for å holde temperturen på ønsket nivå for å unngå voks- og hydratavleiringer. Hvis produksjonen stoppes i et lengre tidsrom, kan det være riktig å stoppe sirkulasjonen av vann i systemet. I så fall må imidlertid all olje i sirkulasjonssystemet pumpes ut og erstattes med vann og/eller en blanding av vann og tradisjonelle hemmere. Vann eller en vann/hemmer-blanding må sprøytes inn i produksjonsbrønnen for å unngå avleiringer av voks og oppbygging av hydrater i de øvre delene av produksjonsbrønnen som kjøles ned av de kalde omgivelsene.
Som antydet ovenfor kan det brukes en hvilken som helst separator til å separere vannet fra hydrokarbonene i systemet. En rørseparator kan imidlertid representere det ønskede alternativet i noen situasjoner på grunn av separasjonsytelsen og den strukturelle utformingen. Hvis man bruker en rørseparator, kan systemet som beskrives ovenfor og omfatter separatoren 3, oppvarmingsenheten 6, pumpene 4, 5 og sirkulasjons- og produksjonsrørene 7, 8, 9 imidlertid lett passe inn i et rørbuntarrangement som vil gjøre systemet i henhold til oppfinnelsen helt kompakt og anvendbar til dypvannsinstallasjoner.
Den loddrette søylen 10 til høyre på fig. 1 og 2 står for en stigerørbunt som er koblet til en produksjonsplattform eller produksjonsskip e.l. 15 og kan omfatte alle nødvendige stigerør og forsyningsledninger som for eksempel produksjonslinjene 10, 13, vanntilførselsledningen, gassløfteledninger, elektriske kabler m.m.
Den foreliggende oppfinnelsen slik den er definert i kravene er ikke begrenset til de ovennevnte eksemplene og de vedlagte figurene. Altså krever ikke systemet at man bruker injeksjonsbrønn(er) til å håndtere produsert vann. I stedet kan det produserte vannet håndteres ved deponering, for eksempel med en deponeringsbrønn.
Injeksjons- og produksjonsbrønnene kan arrangeres enten i form av individuelle brønner, brønner i brønnramme eller rørbuntinnebygde brønner («bundle integral wells»).
Dessuten kan separator- og pumpestasjonen være enten en separat modulær installasjon, eller den kan bygges inn i rørsløyfen.
Videre kan systemet tilføres vann ved hjelp av en separat vannproduserende brønn.
Claims (1)
- Undersjøisk bearbeidingssystem for produksjon av olje og/eller gass fra en eller flere produksjonsbrønner (1), spesielt brønner som produserer tung olje med høy viskositet på dypt vann, at systemet utenom produksjonsbrønnen(e) (1) omfatter en eller flere injeksjonsbrønner (2) for injeksjon av produsert vann, eller deponi(er) for produsert vann, en separator (3) med et innløp og et utløp for vann, olje og/eller gass, en injeksjons- og sirkulasjonspumpe for vann (5), et oppvarmingsarrangement (6), en innretning for regulering av produksjonsstrøm 11,karakterisert ved at ved at det er utstyrt med en rørsløyfe (7, 9) som knytter separatoren (3), injeksjons- og sirkulasjonspumpen (5), oppvarmingsarrangementet (6) og innretningen for regulering av produksjonsstrøm (11) sammen, slik at temperaturen i mediet i sløyfen før oppstart og under produksjon fra noen av brønnene kan reguleres ved å tilføre varmeenergi og dermed regulere den viskositeten i strømmen som føres inn i separatoren etter at brønnene er startet opp, og slik at det produserte fluidet fra produksjonsbrønnene (1) kan tilføres vann og at vannproduksjonsforholdene i den fluidstrømmen som føres inn i separatoren dermed kan reguleres. System i henhold til krav 1,karakterisert ved at rørsløyfen er anordnet i en i en rørbunt. System i henhold til krav 1karakterisert ved at rørsløyfen består av individuelle fleksible eller stive røropplegg. System i henhold til krav 1 - 3,karakterisert ved at injeksjons- og produksjonsbrønnene (1, 2) er arrangert som individuelle brønner, brønner i brønnramme eller rørbuntinnebygde brønner («bundle integral wells»). System i henhold til krav 1 - 4,karakterisert ved at separatoren (3) og pumpen (5) er en separat modulær installasjon eller er innebygd i rørsløyfen. System i henhold til krav 1,karakterisert ved at det er anbrakt en produksjonspumpe (4) i utløpsenden av separatoren for å føre den produserte oljen og gassen til det ønskede bestemmelsesstedet gjennom en produksjonsrørledning (10). System i henhold til krav 1 and 2,karakterisert ved at det er tilveiebrakt en separat gassproduksjonsledning (13) for å pumpe ut den produserte gassen. System i henhold til krav 1 - 7,karakterisert ved at det produserte vannet injiseres i en deponeringsbrønn. System i henhold til krav 1 - 8,karakterisert ved at vannforsyningen til systemet besørges ved hjelp av en separat vannproduserende brønn. System i henhold til krav 1 - 9,karakterisert ved at innretningen for regulering av produksjonsstrøm (11) kan bestå av mer enn én innretning og/eller separate uttakbare moduler.
Priority Applications (12)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20064918A NO325582B1 (no) | 2006-10-27 | 2006-10-27 | Undersjoisk prosessystem |
EP07834782.0A EP2087201B1 (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
AU2007309806A AU2007309806B2 (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
EA200970423A EA013902B1 (ru) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Подводная система для добычи нефти и/или газа |
MX2009002702A MX2009002702A (es) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sistema de procesamiento submarino. |
CN2007800383295A CN101523012B (zh) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | 海底处理系统 |
BRPI0719766-7A BRPI0719766B1 (pt) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sistema de processamento submarino |
PCT/NO2007/000373 WO2008051087A1 (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
CA2662942A CA2662942C (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
US12/441,430 US9435186B2 (en) | 2006-10-27 | 2007-10-19 | Sub sea processing system |
DKPA200900355A DK178832B1 (da) | 2006-10-27 | 2009-03-13 | Undersøisk behandlingssystem |
TN2009000113A TN2009000113A1 (en) | 2006-10-27 | 2009-03-31 | Sub sea processing system |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20064918A NO325582B1 (no) | 2006-10-27 | 2006-10-27 | Undersjoisk prosessystem |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20064918L NO20064918L (no) | 2008-04-28 |
NO325582B1 true NO325582B1 (no) | 2008-06-23 |
Family
ID=39324808
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20064918A NO325582B1 (no) | 2006-10-27 | 2006-10-27 | Undersjoisk prosessystem |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US9435186B2 (no) |
EP (1) | EP2087201B1 (no) |
CN (1) | CN101523012B (no) |
AU (1) | AU2007309806B2 (no) |
BR (1) | BRPI0719766B1 (no) |
CA (1) | CA2662942C (no) |
DK (1) | DK178832B1 (no) |
EA (1) | EA013902B1 (no) |
MX (1) | MX2009002702A (no) |
NO (1) | NO325582B1 (no) |
TN (1) | TN2009000113A1 (no) |
WO (1) | WO2008051087A1 (no) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2010009110A2 (en) | 2008-07-17 | 2010-01-21 | Vetco Gray Scandinavia.As | System and method for sub-cooling hydrocarbon production fluid for transport |
CA2804737A1 (en) * | 2010-06-22 | 2011-12-29 | Adrian Kaegi | Method for fighting an oilspill in the aftermath of an underwater oil well blowout and installation for carrying out the method |
WO2012106642A2 (en) * | 2011-02-03 | 2012-08-09 | Marquix, Inc. | Containment unit and method of using same |
US9371724B2 (en) | 2012-07-27 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
GB2509165B (en) * | 2012-12-21 | 2018-01-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of well fluids |
AU2014346934B2 (en) | 2013-11-07 | 2017-08-10 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Thermally activated strong acids |
CN103883305B (zh) * | 2014-01-20 | 2014-12-24 | 中国石油大学(华东) | 一种深水海底油水分离及回注装置 |
WO2015138055A1 (en) | 2014-03-12 | 2015-09-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Split flow pipe separator with sand trap |
GB2525609B (en) | 2014-04-28 | 2017-04-19 | Acergy France SAS | Riser system with gas-lift facility |
EP3137732B1 (en) | 2014-04-29 | 2020-11-11 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
US10046251B2 (en) | 2014-11-17 | 2018-08-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid collection system |
WO2016099291A1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-06-23 | Statoil Petroleum As | Subsea manifold system |
US10605075B2 (en) * | 2015-10-29 | 2020-03-31 | Sensia Netherlands B.V. | Systems and methods for acquiring multiphase measurements at a well site |
US10539141B2 (en) * | 2016-12-01 | 2020-01-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Subsea produced non-sales fluid handling system and method |
GB2561570B (en) | 2017-04-18 | 2020-09-09 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2561568A (en) | 2017-04-18 | 2018-10-24 | Subsea 7 Norway As | Subsea processing of crude oil |
GB2576341B (en) * | 2018-08-15 | 2021-05-19 | Subsea 7 Norway As | Subsea frame having structural members which effect fluid communication. |
US20220290541A1 (en) * | 2019-08-23 | 2022-09-15 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobrás | Integrated system for subsea heating and pumping of oil and water injection for reservoir pressurization, and method of heating, of subsea pumping hydraulically actuated and water injection |
CN111287707B (zh) * | 2020-02-19 | 2021-09-21 | 西南石油大学 | 一种利用尾流发电加热海水实现稠油减阻的装置及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4679598A (en) * | 1985-03-20 | 1987-07-14 | The British Petroleum Company P.L.C. | Subsea pipeline bundle |
US20040149445A1 (en) * | 2001-05-17 | 2004-08-05 | Appleford David Eric | Fluid transportation system |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2217749A (en) * | 1939-01-26 | 1940-10-15 | Pan American Production Compan | Liquid recovery and gas recycle method |
US2358920A (en) * | 1941-11-27 | 1944-09-26 | Texaco Development Corp | Production of distillate |
US2386036A (en) * | 1943-09-06 | 1945-10-02 | Cross Roy | Method for secondary recovery of oil |
US2809698A (en) * | 1954-10-27 | 1957-10-15 | Pure Oil Co | Process for reducing scale deposition in gas-lift wells |
US2880801A (en) * | 1956-10-03 | 1959-04-07 | Jersey Prod Res Co | Method of increasing recovery of oil |
US3474863A (en) * | 1967-07-28 | 1969-10-28 | Shell Oil Co | Shale oil extraction process |
US3504741A (en) * | 1968-06-27 | 1970-04-07 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
US3590919A (en) * | 1969-09-08 | 1971-07-06 | Mobil Oil Corp | Subsea production system |
US3707189A (en) * | 1970-12-16 | 1972-12-26 | Shell Oil Co | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons |
US3768559A (en) * | 1972-06-30 | 1973-10-30 | Texaco Inc | Oil recovery process utilizing superheated gaseous mixtures |
US4665989A (en) * | 1986-07-01 | 1987-05-19 | Atlantic Richfield Company | Well production start up method |
US5490562A (en) * | 1995-02-07 | 1996-02-13 | Paragon Engineering Services Incorporated | Subsea flow enhancer |
NO315990B1 (no) | 2000-08-31 | 2003-11-24 | Abb Research Ltd | Fremgangsmate og system for injisering av gass i et reservoar |
GB2404684B (en) | 2002-04-08 | 2005-10-26 | Offshore Systems Inc | Subsea well production facility |
EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
-
2006
- 2006-10-27 NO NO20064918A patent/NO325582B1/no unknown
-
2007
- 2007-10-19 AU AU2007309806A patent/AU2007309806B2/en active Active
- 2007-10-19 WO PCT/NO2007/000373 patent/WO2008051087A1/en active Application Filing
- 2007-10-19 CN CN2007800383295A patent/CN101523012B/zh active Active
- 2007-10-19 MX MX2009002702A patent/MX2009002702A/es active IP Right Grant
- 2007-10-19 CA CA2662942A patent/CA2662942C/en active Active
- 2007-10-19 US US12/441,430 patent/US9435186B2/en active Active
- 2007-10-19 EA EA200970423A patent/EA013902B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-10-19 EP EP07834782.0A patent/EP2087201B1/en active Active
- 2007-10-19 BR BRPI0719766-7A patent/BRPI0719766B1/pt active IP Right Grant
-
2009
- 2009-03-13 DK DKPA200900355A patent/DK178832B1/da not_active IP Right Cessation
- 2009-03-31 TN TN2009000113A patent/TN2009000113A1/fr unknown
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4679598A (en) * | 1985-03-20 | 1987-07-14 | The British Petroleum Company P.L.C. | Subsea pipeline bundle |
US20040149445A1 (en) * | 2001-05-17 | 2004-08-05 | Appleford David Eric | Fluid transportation system |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2007309806A1 (en) | 2008-05-02 |
EP2087201A4 (en) | 2015-07-22 |
DK200900355A (da) | 2009-03-13 |
US9435186B2 (en) | 2016-09-06 |
CN101523012B (zh) | 2013-07-24 |
CA2662942A1 (en) | 2008-05-02 |
US20100032164A1 (en) | 2010-02-11 |
NO20064918L (no) | 2008-04-28 |
EA200970423A1 (ru) | 2009-08-28 |
MX2009002702A (es) | 2009-03-26 |
EP2087201A1 (en) | 2009-08-12 |
TN2009000113A1 (en) | 2010-08-19 |
EA013902B1 (ru) | 2010-08-30 |
AU2007309806B2 (en) | 2013-06-20 |
WO2008051087A1 (en) | 2008-05-02 |
BRPI0719766B1 (pt) | 2018-06-19 |
CN101523012A (zh) | 2009-09-02 |
DK178832B1 (da) | 2017-03-06 |
EP2087201B1 (en) | 2017-07-19 |
BRPI0719766A2 (pt) | 2014-01-28 |
CA2662942C (en) | 2015-07-07 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO325582B1 (no) | Undersjoisk prosessystem | |
AU2012253232B2 (en) | Subsea cooling system | |
US9719698B2 (en) | Subsea cooling apparatus, and a separately retrievable submersible pump module for a submerged heat exchanger | |
US11091995B2 (en) | Subsea processing of well fluids | |
US8327942B2 (en) | Method and an apparatus for cold start of a subsea production system | |
US8424608B1 (en) | System and method for remediating hydrates | |
DK2599710T3 (en) | Ventilation Equipment for a drillship | |
CA3070834C (en) | Method for establishing the natural circulation of liquid metal coolant of a fast neutron nuclear chain reactor | |
AU2013274973B2 (en) | Heat exchange from compressed gas | |
US20220056790A1 (en) | Pour point avoidance in oil/water processing and transport | |
Feder | Developing Technologies Can Lower Subsea Tieback Cost | |
Riviere et al. | Long Tie-Backs Development In Deep Waters | |
Silva et al. | Electrically heated pipe in pipe combined with electrical submersible pumps for deepwater development | |
NO317861B1 (no) | Fremgangsmåte for fjerning av vann fra gass produsert fra en undervanns brønn og anordning til utførelse av samme. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 7085 MAJORSTUA |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL ASA, NO |
|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: STATOIL PETROLEUM AS, NO |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: TANDBERGS PATENTKONTOR AS, POSTBOKS 1570 VIKA, 011 |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: DEHNS NORDIC AS, FORNEBUVEIEN 33, 1366 LYSAKER |