NO327187B1

NO327187B1 - Procedure and vessel for storage and transport of oil and gas

Info

Publication number: NO327187B1
Application number: NO20042470A
Authority: NO
Inventors: Svein Inge Eide; Narve Oma; Kare G Breivik
Original assignee: Compressed Energy Technology As
Priority date: 2004-06-14
Filing date: 2004-06-14
Publication date: 2009-05-04
Also published as: NO20042470D0; NO20042470L

Description

Oppfinnelsen angår en fremgangsmåte ved lagring og transport av olje og gass på flytende fartøyer ved offshore produksjon av hydrokarboner. The invention relates to a method for storing and transporting oil and gas on floating vessels for offshore production of hydrocarbons.

Videre angår oppfinnelsen et fartøy for lagring og transport av olje og gass ved offshore produksjon av hydrokarboner. Furthermore, the invention relates to a vessel for the storage and transport of oil and gas for offshore production of hydrocarbons.

I forbindelse med oljeproduksjon vil man alltid ha en viss mengde produsert, assosiert gass som følger oljen ut av grunnen. Denne gass skilles normalt ut i et prosessanlegg og sendes enten inn i en rørledning for transport til land, eller komprimeres og sendes ned i grunnen som trykkstøtte for produksjonen eller for å deponeres i grunnen. Den produserte olje sendes enten i en rørledning eller lagres for transport på et senere tidspunkt når lageret fylles. In connection with oil production, there will always be a certain amount of produced, associated gas that follows the oil out of the ground. This gas is normally separated in a processing plant and either sent into a pipeline for transport to land, or compressed and sent into the ground as pressure support for production or to be deposited in the ground. The produced oil is either sent in a pipeline or stored for transport at a later time when the storage is filled.

For at marginale oljefelter til havs skal kunne utvinnes, er det en utfordring å holde kostnadene nede. En kostnadsdriver i denne sammenheng kan være prosessanlegget som normalt er plassert på installasjonen som produserer oljen. En vesentlig besparelse kan oppnås dersom oljen prosesseres på land hvor prosessanleggets vekt og størrelse ikke driver opp kostnadene for bærende struktur slik det er tilfelle til havs. Videre kan et landbasert prosessanlegg betjene flere slike marginale felter, hvilket bidrar til reduserte kostnader for det enkelte felt. For landbaserte prosessanlegg vil også operasj om-kostnadene bli lavere. In order for marginal offshore oil fields to be able to be extracted, it is a challenge to keep costs down. A cost driver in this context can be the processing plant that is normally located on the installation that produces the oil. A significant saving can be achieved if the oil is processed on land where the weight and size of the processing plant does not drive up the costs of the supporting structure as is the case at sea. Furthermore, a land-based processing plant can serve several such marginal fields, which contributes to reduced costs for the individual field. For land-based processing facilities, the operating costs will also be lower.

Hovedformålet med den foreliggende oppfinnelse er å betjene marginale hydrokarbonfelter som fortrinnsvis har et lavt til moderat gass/olje-forhold (GOR = Gass Oil Ratio), typisk av størrelsesorden 200 eller mindre. The main purpose of the present invention is to operate marginal hydrocarbon fields which preferably have a low to moderate gas/oil ratio (GOR = Gas Oil Ratio), typically of the order of 200 or less.

Et ytterligere formål med oppfinnelsen er å kunne bidra til forenkling av oljeprosesseringen og gassbehandlingen på installasjoner som produserer olje til havs, og - ved kombinert transport av olje og gass - å overføre vesentlige deler av prosesseringen til et landanlegg for å kunne redusere kostnadene ved slik produksjon. A further purpose of the invention is to be able to contribute to the simplification of oil processing and gas processing on installations that produce oil at sea, and - by combined transport of oil and gas - to transfer significant parts of the processing to an onshore plant in order to be able to reduce the costs of such production .

Relevant teknikk er beskrevet i patentpublikasj onene US 6,021,848, US 6,655,155 og NO 2001 5889, men ingen av nevnte publikasjoner vedrører fremgangsåte eller fartøy med delvis prosessering. Relevant technology is described in patent publications US 6,021,848, US 6,655,155 and NO 2001 5889, but none of the aforementioned publications relate to progress vessels or vessels with partial processing.

Formålet med oppfinnelsen oppnås med en fremgangsmåte ifølge oppfinnelsen, med utforming og særpreg i henhold til krav 1. The purpose of the invention is achieved with a method according to the invention, with design and features according to claim 1.

Formålet med oppfinnelsen oppnås også med et fartøy ifølge oppfinnelsen, med utforming og særpreg i henhold til krav 6. The purpose of the invention is also achieved with a vessel according to the invention, with a design and distinctive character according to claim 6.

Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen føres olje som produseres fira en brønn, gjennom et prosessanlegg for stabilisering, slik at oljen kan lagres og transporteres. Den stabiliserte olje kan lagres på fartøyet i egnede tanker under trykk som kan variere fra atmosfærisk trykk opp til typisk 5 bar, optimert for å minimalisere videre gassutvikling. Overskytende gass fra oljetankene føres via en kompressor opp i egnede gasslagre. Det som skjer i prosessanlegget, er at oljen eksempelvis føres gjennom suksessive rør med et gradvis lavere trykk slik at gassen skilles ut fra oljen. For dette konsept kan det med fordel anvendes en separasjonsanordning av den type som er beskrevet i norske patent-søknad nr. 2000 6656. In the method according to the invention, oil produced from a well is passed through a process plant for stabilization, so that the oil can be stored and transported. The stabilized oil can be stored on the vessel in suitable tanks under pressure which can vary from atmospheric pressure up to typically 5 bar, optimized to minimize further gas development. Surplus gas from the oil tanks is fed via a compressor into suitable gas storages. What happens in the process plant is that, for example, the oil is passed through successive pipes with a gradually lower pressure so that the gas is separated from the oil. For this concept, a separation device of the type described in Norwegian patent application no. 2000 6656 can be advantageously used.

Gassen som utskilles fra oljen i ovennevnte prosessanlegg, lagres under høyt trykk i egnede rørformede trykktanker, nærmere bestemt ved et trykk på inntil 250 bar. Anlegget for lagring av gassen kan hensiktsmessig være utformet slik som beskrevet i norsk patentsøknad nr. 2003 3149. The gas that is separated from the oil in the above-mentioned process plant is stored under high pressure in suitable tubular pressure tanks, more precisely at a pressure of up to 250 bar. The facility for storing the gas can appropriately be designed as described in Norwegian patent application no. 2003 3149.

Ved å lagre oljen ved et høyere trykk enn atmosfæretrykket, kan man i noen tilfeller redusere omfanget av prosessanlegget og samtidig beholde en større del av de lette hydrokarboner i en stabil løsning i oljen i de tilfeller hvor dette er hensiktsmessig. By storing the oil at a higher pressure than atmospheric pressure, one can in some cases reduce the scope of the processing plant and at the same time retain a larger part of the light hydrocarbons in a stable solution in the oil in cases where this is appropriate.

Ved en første variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen mottas delvis stabilisert olje og utskilt gass på fartøyet fra en ytre produksjonsenhet, idet oljetankene fylles med olje mens fortrengt og avdampet gass under fyllingen sendes via en kompressor for lagring i rørtankene under det nevnte høye trykk. Som nevnt kan oljen lagres i oljetankene ved forhøyet trykk, f.eks. opp til ca. 5 bar, mens den separerte gass lagres i rørtankene ved et trykk på opptil ca. 250 bar. Fyllingen av oljetankene vil skje på vanlig måte, med den forskjell at fortrengt tankatmosfære stadig sendes via en kompressor inne i gassbeholdere som er anordnet over dekk. En typisk anvendelse av denne variant kan være mot felter som blir utestengt fra gasseksportrørledninger på grunn av nedleggelse av disse etter hvert som øvrige tilknyttede felter stenges ned, eller i forbindelse med utbygginger hvor det er hensiktsmessig ut fra tekniske og økonomiske forhold. In a first variant of the method according to the invention, partially stabilized oil and separated gas are received on the vessel from an external production unit, the oil tanks being filled with oil while displaced and vaporized gas during filling is sent via a compressor for storage in the tube tanks under the aforementioned high pressure. As mentioned, the oil can be stored in the oil tanks at elevated pressure, e.g. up to approx. 5 bar, while the separated gas is stored in the tube tanks at a pressure of up to approx. 250 bar. The filling of the oil tanks will take place in the usual way, with the difference that displaced tank atmosphere is constantly sent via a compressor inside gas containers arranged above the deck. A typical application of this variant can be against fields that are banned from gas export pipelines due to their closure as other associated fields are shut down, or in connection with developments where it is appropriate based on technical and economic conditions.

Ved en andre variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen mottas en strøm av uprosessert olje på fartøyet direkte fra et undersjøisk reservoar og stabiliseres delvis i et prosessanlegg om bord på fartøyet, idet gassen utskilles fra brønnstrømmen i et tog av suksessive prosessenheter og sendes direkte til respektive rørtanker som er dedikert til hvert trykknivå i prosesstoget. Ved denne variant kan man også redusere energibehovet for rekomprimering av utskilt gass ved at man foretar gassutskillelse ved hvert separa-sjonstrinn og sender den separerte gass inn i rørtanker hvor gassen på forhånd er blitt komprimert til et øvre trykknivå av suksessive kompressorer. En typisk anvendelse av denne variant kan være mot felter som befinner seg på dypt vann og langt fra eksisterende eksportstruktur for gass, slik som for eksempel i dypvannsfeltene i Mexicogolfen, Vest-Afrika osv. Anvendelsen av denne variant kan også benyttes i forbindelse med utbygginger i andre områder hvor det er hensiktsmessig ut fra tekniske og økonomiske forhold. In a second variant of the method according to the invention, a stream of unprocessed oil is received on the vessel directly from an undersea reservoir and partially stabilized in a process plant on board the vessel, the gas being separated from the well stream in a train of successive process units and sent directly to respective pipe tanks which is dedicated to each pressure level in the process train. With this variant, the energy requirement for recompression of separated gas can also be reduced by carrying out gas separation at each separation stage and sending the separated gas into tube tanks where the gas has been compressed beforehand to an upper pressure level by successive compressors. A typical application of this variant can be against fields located in deep water and far from existing export structures for gas, such as for example in the deep water fields in the Gulf of Mexico, West Africa, etc. The application of this variant can also be used in connection with developments in other areas where it is appropriate based on technical and economic conditions.

Felles for begge varianter er at man kombinerer lagring og transport av produsert, delvis stabilisert olje og gass direkte til egnede prosessanlegg på land. Common to both variants is that they combine storage and transport of produced, partially stabilized oil and gas directly to suitable processing facilities on land.

Operasjonelt kan man kombinere to eller flere skip som veksler mellom å være mottakslager for et oljefelt og transportenhet, slik at olje- og gassproduksjonen kan foregå uforstyrret av lagervekslingen mellom de forskjellige fartøyer som betjener feltet. Hvilken operasjonell metode som velges, vil.være avhengig av reservoarets karakteristikk og den tilhørende økonomiberegning i forhold til investeringsnivå og produksjonsrate. Operationally, you can combine two or more ships that alternate between being a receiving warehouse for an oil field and a transport unit, so that oil and gas production can take place undisturbed by the exchange of storage between the various vessels serving the field. Which operational method is chosen will depend on the characteristics of the reservoir and the associated economic calculation in relation to investment level and production rate.

Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med utførelseseksempler som er skjematisk vist på tegningene, der The invention shall be described in more detail in the following in connection with exemplary embodiments which are schematically shown in the drawings, where

fig.l viser et sideriss av en utførelse av et typisk fartøy ifølge oppfinnelsen, fig.l shows a side view of an embodiment of a typical vessel according to the invention,

fig. 2 viser et grunnriss av fartøyet på fig. 1, fig. 2 shows a plan of the vessel in fig. 1,

fig. 3 viser et delvis gjennomskåret sideriss av fartøyet på fig. 1 og 2, fig. 3 shows a partially cut side view of the vessel in fig. 1 and 2,

fig. 4 viser et grunnriss av et arrangement av gasslagringsanlegget i fartøyet på fig. 3, fig. 4 shows a plan of an arrangement of the gas storage facility in the vessel in fig. 3,

fig. 5 viser et forstørret tverrsnittsriss av fartøyet på fig. 4, fig. 5 shows an enlarged cross-sectional view of the vessel in fig. 4,

fig. 6 viser et sideriss av fartøyet på fig. 3, ved operasjon i overensstemmelse med den ovennevnte første variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, fig. 6 shows a side view of the vessel in fig. 3, by operation in accordance with the above-mentioned first variant of the method according to the invention,

fig. 7 viser et sideriss av et typisk fartøy som omfatter et prosessanlegg, for operasjon i overensstemmelse med den ovennevnte andre variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, fig. 7 shows a side view of a typical vessel comprising a process plant, for operation in accordance with the above-mentioned second variant of the method according to the invention,

fig. 8 viser et eksempel på en utførelse av et prosessanlegg på fartøyet ifølge fig. 7, fig. 8 shows an example of an embodiment of a process plant on the vessel according to fig. 7,

fig. 9 illustrerer et eksempel på operasjon av to fartøyer i overensstemmelse med den første variant av fremgangsmåten, fig. 9 illustrates an example of operation of two vessels in accordance with the first variant of the method,

fig. 10 viser et eksempel på operasjon av et fartøy i overensstemmelse med den første variant av fremgangsmåten, hvor fartøyet også er innrettet for lagring og transport av CO2, og fig. 10 shows an example of operation of a vessel in accordance with the first variant of the method, where the vessel is also arranged for the storage and transport of CO2, and

fig. 11 og 12 viser henholdsvis et sideriss og et grunnriss av et typisk fartøy som kan operere i overensstemmelse med den første eller den andre variant av fremgangsmåten, idet fartøyet er forsynt med et DP-system for dynamisk posisjonering, og med en moonpool i stedet for et turretbasert forankringssystem. fig. 11 and 12 show respectively a side view and a ground view of a typical vessel that can operate in accordance with the first or the second variant of the method, the vessel being provided with a DP system for dynamic positioning, and with a moonpool instead of a turret-based anchoring system.

På de forskjellige figurer er tilsvarende elementer betegnet med samme henvis-ningstall. In the various figures, corresponding elements are denoted by the same reference number.

Fig. 1 og 2 viser en typisk konstruksjon av et skip eller fartøy 1 for operasjon i overensstemmelse med fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Man vil se at fartøyet har en del likhetstrekk med et tankskip, men med den forskjell at det er bygget opp et langsgående overdekk 2 som strekker seg over hele lasteområdet av fartøyet. Dette overdekk danner et overbygg som inneholder gasslagringsanlegget som omfatter et stort antall parallelle, liggende rør som danner trykktanker for lagring av gass under et trykk på opptil ca. 250 bar. Slik som foran nevnt, kan dette anlegg hensiktsmessig være anordnet slik som vist og beskrevet i patentsøknad nr. 2003 3149, og det henvises her til denne søknad for nærmere beskrivelse av anlegget. Fig. 1 and 2 show a typical construction of a ship or vessel 1 for operation in accordance with the method according to the invention. You will see that the vessel has some similarities with a tanker, but with the difference that a longitudinal upper deck 2 has been built which extends over the entire loading area of the vessel. This upper deck forms a superstructure which contains the gas storage facility comprising a large number of parallel, horizontal pipes which form pressure tanks for storing gas under a pressure of up to approx. 250 bar. As mentioned above, this plant can be suitably arranged as shown and described in patent application no. 2003 3149, and reference is made here to this application for a more detailed description of the plant.

Skipets oljetanker (ikke vist) er anordnet i lasteområdet under gasstankene, og er utformet og dimensjonert for lagring av olje ved atmosfærisk trykk, eller mer foretrukket ved et forhøyet trykk på opptil ca. 5 bar. The ship's oil tanks (not shown) are arranged in the cargo area below the gas tanks, and are designed and sized for storing oil at atmospheric pressure, or more preferably at an elevated pressure of up to approx. 5 bars.

Skipet 1 er konstruert for mottak av olje og gass fra et oljefelt til havs via en turret i et turretområde 3 som er beliggende i skipets fremre del. I den viste utførelse av fartøyet består denne turret av en nedsenket bøye (ikke vist) som kan fastlåses i et nedad åpent opptaksrom i turretområdet i bunnen av fartøyet. Det samme system kan benyttes for lossing av fartøyet på egnede terminaler. The ship 1 is designed to receive oil and gas from an offshore oil field via a turret in a turret area 3 which is located in the forward part of the ship. In the version of the vessel shown, this turret consists of a submerged buoy (not shown) which can be locked in a downwardly open reception space in the turret area at the bottom of the vessel. The same system can be used for unloading the vessel at suitable terminals.

På overdekket 2 er det også vist å være anordnet en lossemanifold 4 som kan benyttes for lossing av olje til mottaksterminaler som ikke har et turretbasert mottaksanlegg. An unloading manifold 4 is also shown to be arranged on the upper deck 2, which can be used for unloading oil to receiving terminals that do not have a turret-based receiving facility.

Det på fig. 1 og 2 viste fartøy er ikke forsynt med noe prosessanlegg, idet fartøyet forutsettes benyttet ved mottak av delvis stabilisert olje sammen med utskilt gass fra en ytre produksjonsenhet. Et prosessanlegg 5 er imidlertid vist å være anordnet på fartøyet ifølge fig. 7, og kommer til anvendelse ved delvis stabilisering av uprosessert olje som mottas direkte fra et undersjøisk reservoar. That in fig. Vessels shown in 1 and 2 are not equipped with any processing facilities, as the vessel is assumed to be used for receiving partially stabilized oil together with separated gas from an external production unit. A processing plant 5 is, however, shown to be arranged on the vessel according to fig. 7, and is used for partial stabilization of unprocessed oil that is received directly from an undersea reservoir.

Det delvis gjennomskårne sideriss på fig. 3 viser den langsgående inndeling av skipets 1 lasteområde ved hjelp av et tankdekk 6 som oppdeler lasteområdet i et nedre oljelager 7 og et overliggende gasslager 8. Slik det fremgår, er lasteområdet beliggende bak turretområdet 3.1 skipets akterende er det også vist en såkalt lukket fakkel 9 som vil kunne benyttes ved nødavlastning av gasslageret. The partially cut side view in fig. 3 shows the longitudinal division of the ship's 1 cargo area by means of a tank deck 6 which divides the cargo area into a lower oil storage 7 and an overlying gas storage 8. As can be seen, the cargo area is located behind the turret area 3.1 at the ship's stern, a so-called closed flare 9 is also shown which will be able to be used for emergency relief of the gas storage.

Det på fig. 4 viste grunnriss av fartøyet på fig. 3 viser at gasslageret 8 er anordnet i to halvdeler eller rørtankseksjoner 10 og 11. Slik som nærmere omtalt i forbindelse med fig. 8, kan en slik inndeling av gasslageret i en høytrykksdel og en lavtrykksdel være operasjonelt hensiktsmessig, uten at dette nødvendigvis er styrt av om fartøyet 1 skal operere i overensstemmelse med den første eller den andre variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. That in fig. 4 showed a floor plan of the vessel in fig. 3 shows that the gas storage 8 is arranged in two halves or pipe tank sections 10 and 11. As discussed in more detail in connection with fig. 8, such a division of the gas storage into a high-pressure part and a low-pressure part can be operationally appropriate, without this necessarily being governed by whether the vessel 1 is to operate in accordance with the first or the second variant of the method according to the invention.

Gassen kan eventuelt også lagres i mer enn to rørtankseksjoner som inneholder gass med forskjellig trykk. The gas can optionally also be stored in more than two tube tank sections that contain gas at different pressures.

Det på fig. 5 viste tverrsnitt av fartøyet på fig. 4 viser hvordan gasslageret 8 er plassert på oljelagerets 7 tankdekk 6, og hvordan overdekket 2 er anordnet over gasslageret 8. Figuren viser også hvordan de to halvdeler av gasslageret består av stabler av parallelle rør. That in fig. 5 showed a cross-section of the vessel in fig. 4 shows how the gas bearing 8 is placed on the tank deck 6 of the oil bearing 7, and how the cover 2 is arranged over the gas bearing 8. The figure also shows how the two halves of the gas bearing consist of stacks of parallel pipes.

Fig. 6 viser en utførelse av fartøyet 1 slik det typisk vil operere mot et oljefelt til havs, ved operasjon i overensstemmelse med den foran nevnte første variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. Fartøyet er forankret ved hjelp av ankerliner 15 som er festet til en turret 16 som er dreibar om en vertikal akse, og som er innført og festet i opptaksrommet i fartøyets turretområde 3. I denne utførelse vil fartøyet motta delvis stabilisert olje og utskilt, assosiert gass fra en produksjonsplattform 17, slik som vist på fig. 9. Den delvis stabiliserte olje tilføres til oljelageret 7 via en undersjøisk riser 18 og den til fartøyet tilkoplede turret 16, og gassen tilføres til gasslageret 8 via en undersjøisk riser 19 og turreten 16. Fig. 7 viser en utførelse av fartøyet 1 slik det typisk vil operere mot et oljefelt til havs, ved operasjon i overensstemmelse med den andre variant av fremgangsmåten. I likhet med fig. 6 er fartøyet forankret ved hjelp av ankerliner 15 som er festet til turreten 16.1 denne utførelse vil fartøyet motta en brønnstrøm bestående av olje, vann og gass som kommer fra et undersjøisk brønnhode 20, idet brønnstrømmen tilføres via en riser 21 og turreten 16 til et prosessanlegg 5 som er montert om bord på fartøyet. I prosessanlegget separeres olje og gass og sendes til henholdsvis oljelageret 7 og gasslageret 8. Brønnhodet kontrolleres fra fartøyet via en kontrollkabel 22. Brønnen kan således avstenges fra fartøyet når dette er fullastet og skal forlate oljefeltet. Fig. 8 viser et typisk eksempel på et prosessanlegg 5 slik det vil kunne være anordnet om bord på fartøyet 1 ved operasjon i overensstemmelse med den andre variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. I det viste eksempel omfatter prosessanlegget tre trinn. Det er imidlertid åpenbart at antall trinn må tilpasses spesifikke feltkrav slik som disse foreligger. Fig. 6 shows an embodiment of the vessel 1 as it would typically operate towards an offshore oil field, when operating in accordance with the aforementioned first variant of the method according to the invention. The vessel is anchored by means of anchor lines 15 which are attached to a turret 16 which can be rotated about a vertical axis, and which is introduced and fixed in the reception space in the vessel's turret area 3. In this embodiment, the vessel will receive partially stabilized oil and separated, associated gas from a production platform 17, as shown in fig. 9. The partially stabilized oil is supplied to the oil storage 7 via an underwater riser 18 and the turret 16 connected to the vessel, and the gas is supplied to the gas storage 8 via an underwater riser 19 and the turret 16. Fig. 7 shows an embodiment of the vessel 1 as it typically will operate against an offshore oil field, when operating in accordance with the second variant of the method. Similar to fig. 6, the vessel is anchored by means of anchor lines 15 which are attached to the turret 16.1 In this embodiment, the vessel will receive a well stream consisting of oil, water and gas coming from a subsea wellhead 20, the well stream being supplied via a riser 21 and the turret 16 to a process plant 5 which is mounted on board the vessel. In the process plant, oil and gas are separated and sent to the oil storage 7 and gas storage 8, respectively. The wellhead is controlled from the vessel via a control cable 22. The well can thus be shut off from the vessel when it is fully loaded and is about to leave the oil field. Fig. 8 shows a typical example of a process plant 5 as it could be arranged on board the vessel 1 during operation in accordance with the second variant of the method according to the invention. In the example shown, the process plant comprises three stages. However, it is obvious that the number of steps must be adapted to specific field requirements as they exist.

Slik det fremgår av fig. 8, er fartøyet 1 forankret slik som vist på fig. 7, og brønnstrømmen fra brønnhodet 20 tilføres til prosessanlegget via riseren 21, turreten 16 og en svivel 23. Fra svivelen 23 føres brønnstrømmen i et væskerør 30 til en første trinns høytrykksseparator 31 hvor assosiert gass med et trykk tilnærmet lik brønntrykket separeres ut og sendes via et gassrør 34 til et høytrykkslager 35. Separatoren kan være av den type som er vist og beskrevet i norsk patentsøknad nr. 2001 6338. Avhengig av mottrykket i høytrykkslageret 35 vil man benytte en kompressor 37 for å assistere gasstrømmen. As can be seen from fig. 8, the vessel 1 is anchored as shown in fig. 7, and the well stream from the wellhead 20 is supplied to the process plant via the riser 21, the turret 16 and a swivel 23. From the swivel 23, the well stream is led in a fluid pipe 30 to a first-stage high-pressure separator 31 where associated gas with a pressure approximately equal to the well pressure is separated out and sent via a gas pipe 34 to a high-pressure reservoir 35. The separator can be of the type shown and described in Norwegian patent application no. 2001 6338. Depending on the back pressure in the high-pressure reservoir 35, a compressor 37 will be used to assist the gas flow.

Fra første-trinn-separatoren 31 sendes væskestrømmen videre til en andre-trinn-separator 32 hvorfra ytterligere gass separeres ut og sendes via et gassrør 38 til et lavtrykkslager 36. Avhengig av mottrykket i lavtrykkslageret 36 vil man benytte en kompressor 39 for å assistere gasstrømmen. From the first-stage separator 31, the liquid flow is sent on to a second-stage separator 32, from which further gas is separated out and sent via a gas pipe 38 to a low-pressure storage 36. Depending on the back pressure in the low-pressure storage 36, a compressor 39 will be used to assist the gas flow .

Fra andre-trinn-separatoren 32 sendes væskestrømmen videre til en tredje-trinn-separator 33 hvorfra ytterligere gass separeres ut og sendes via et gassrør 40 til en LPG-mottakstank 41. Det forutsettes at trykket i tredje-trinn-separatoren 33 er noe høyere enn hva som er tilfellet for LPG-tanken 41. From the second-stage separator 32, the liquid flow is sent on to a third-stage separator 33 from which further gas is separated out and sent via a gas pipe 40 to an LPG receiving tank 41. It is assumed that the pressure in the third-stage separator 33 is somewhat higher than is the case for the LPG tank 41.

Fra tredje-trinn-separatoren 33 sendes væskestrømmen videre til en av flere mottakstanker 42 for utskilt væske som utgjør en del av skipets oljelager 7. I mottakstanken 42 vil olje og vann over tid bli separert ut, slik at man får tre sjikt bestående av vann 43 nederst, olje 44 over og gass 45 øverst. Etter hvert som tanken 42 fylles, vil fortrengt tankatmosfære som i hovedsaken består av gasslaget 45 og eventuell ytterligere utskilt gass, sendes via et gassrør 46 til enten et brenngassystem 47 dersom et slikt anlegg er anordnet om bord, eller via en kompressor 48 til LPG-mottakstanken 41.1 nødstilfeller kan det forekomme at man er nødt til å sende denne gass til den lukkede fakkel 9. From the third-stage separator 33, the liquid flow is sent on to one of several receiving tanks 42 for separated liquid which forms part of the ship's oil storage 7. In the receiving tank 42, oil and water will be separated over time, so that you get three layers consisting of water 43 at the bottom, oil 44 above and gas 45 at the top. As the tank 42 fills, the displaced tank atmosphere, which mainly consists of the gas layer 45 and any further separated gas, will be sent via a gas pipe 46 to either a fuel gas system 47 if such a system is arranged on board, or via a compressor 48 to the LPG the receiving tank 41.1 in emergencies it may be necessary to send this gas to the closed flare 9.

Fra LPG-mottakstanken 41 sendes utskilt gass med høyere metningstrykk enn metningstrykket for LPG via en kompressor 49 hvor den møter gass fra andre-trinn-separatoren 32 for videre transport via et felles rørsystem 50 til lavtrykkslageret 36. From the LPG receiving tank 41, separated gas with a higher saturation pressure than the saturation pressure for LPG is sent via a compressor 49 where it meets gas from the second-stage separator 32 for further transport via a common pipe system 50 to the low-pressure storage 36.

Avhengig av hvor man er i en lastesyklus på skipet, vil det kunne være nødvendig å kjøre inn flere kompresjonstrinn på kompressorene 39 og 49, og å tilpasse disse til hverandres leveringstrykk. Depending on where you are in a loading cycle on the ship, it may be necessary to run in several compression stages on compressors 39 and 49, and to adapt these to each other's delivery pressure.

Høytrykkslageret 35 og lavtrykkslageret 36 vil i utgangspunktet være dimensjonert for like trykk (f.eks. 250 bar). Avhengig av gassammensetningen for det aktuelle felt i hvilket skipet 1 opererer, kan det være aktuelt å avlaste høytrykkslageret 35 ved å sende noe av gassen fra dette inn i lavtrykkslageret 36. Selv om fig. 8 indikerer at høytrykkslageret 35 og lavtrykkslageret 36 er fysisk atskilt, er dette ikke nødvendigvis tilfelle. The high-pressure bearing 35 and the low-pressure bearing 36 will initially be designed for equal pressure (eg 250 bar). Depending on the gas composition for the relevant field in which the ship 1 operates, it may be relevant to relieve the high-pressure storage 35 by sending some of the gas from this into the low-pressure storage 36. Although fig. 8 indicates that the high-pressure bearing 35 and the low-pressure bearing 36 are physically separated, this is not necessarily the case.

Fig. 9 illustrerer et eksempel på operasjon av to fartøyer i overensstemmelse med den første variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, og i overensstemmelse med fig. 6.1 denne utførelse kan man betjene et oljefelt uavbrutt dersom to eller flere fartøyer benyttes samtidig mot to eller flere turretsystemer, idet eksempelvis en undersjøisk treveisventil 55 styrer olje- og gasstrømmen over til det sist ankomne skip. Et slikt system bestående av to eller flere tilkoplingspunkter 55 kan også benyttes i forbindelse med utførelsen på fig. 7, for å sikre kontinuerlig drift av brønnen 20 ved avgang av ett av fartøyene fra det respektive tilkoplingspunkt. Fig. 9 illustrates an example of operation of two vessels in accordance with the first variant of the method according to the invention, and in accordance with fig. 6.1 this embodiment, one can operate an oil field without interruption if two or more vessels are used simultaneously against two or more turret systems, as for example a submarine three-way valve 55 controls the flow of oil and gas over to the last arrived ship. Such a system consisting of two or more connection points 55 can also be used in connection with the embodiment in fig. 7, to ensure continuous operation of the well 20 when one of the vessels departs from the respective connection point.

Fremgangsmåten og fartøyet ifølge oppfinnelsen kan også kombineres med transport av karbondioksyd (C02). Som kjent anses C02for å være en vesentlig bidrags-yter i forbindelse med global oppvarming, og det arbeides med forskjellige løsninger for å eliminere utslipp av CO2til atmosfæren. To foreslåtte løsninger som har relevans til den foreliggende oppfinnelse, er deponering i en undergrunnsformasjon eller injeksjon i et reservoar for å stimulere oljeutvinning fra reservoaret. Ved begge disse løsninger vil det være et behov for transport av C02frem til anvendelsesstedet. Oppfinnelsen kan da benyttes for transport av C02til et felt som kan benytte seg av denne. Fartøyet kan hensiktsmessig returnere til de aktuelle felt med C02-gass med et trykk på inntil 80 bar i rørtankene, for deponering i reservoaret. En anvendelse av oppfinnelsen på denne måte vil prinsipielt kunne utføres uten forstyrrelse av øvrige lasteoperasjoner. For operasjon som involverer C02vil det være nødvendig å installere en svivel 23 med det nødvendige antall løp, slik at man får plass til ekstra risere for overføring av C02i tillegg til olje og gass. Operasjon med C02er illustrert på fig. 10 hvor en ekstra riser 56 for overføring av C02er vist å forløpe mellom plattformen 17 og et tilkoplingspunkt med en treveisventil 55. The method and the vessel according to the invention can also be combined with the transport of carbon dioxide (CO2). As is known, C02 is considered to be a significant contributor to global warming, and various solutions are being worked on to eliminate the emission of CO2 into the atmosphere. Two proposed solutions that are relevant to the present invention are deposition in an underground formation or injection into a reservoir to stimulate oil extraction from the reservoir. With both of these solutions, there will be a need to transport C02 to the point of use. The invention can then be used for transporting C02 to a field that can use it. The vessel can appropriately return to the relevant fields with C02 gas at a pressure of up to 80 bar in the tube tanks, for deposition in the reservoir. Application of the invention in this way will, in principle, be carried out without disturbing other loading operations. For operation involving C02, it will be necessary to install a swivel 23 with the required number of runs, so that there is room for extra risers for the transfer of C02 in addition to oil and gas. Operation with CO2 is illustrated in fig. 10 where an additional riser 56 for the transfer of C02 is shown to run between the platform 17 and a connection point with a three-way valve 55.

I forbindelse med operasjon på særlig store havdyp, slik som f.eks. vest for Afrika og i deler av Mexicogolfen, kan det være hensiktsmessig å sende olje og gass eller en blanding av disse i risere fra et brønnhode via en separat moonpool i fartøyet, uten at dette er fysisk forankret til havbunden ved hjelp av ankerliner. Fartøyet er da forsynt med et dynamisk posisjonerings- eller DP-system for å holde fartøyet i den tilsiktede posisjon. En slik utførelse av fartøyet 1 er vist på fig. 11 og 12. Turretsystemet er her erstattet med en moonpool 57 som er anordnet sentralt i fartøyet, og gjennom hvilken de aktuelle risere 18, 19 og en kontrollkabel 22 er vist å være ført opp til en svivel 23 på fartøyets dekk. Dette fartøy kan være innrettet for operasjon i overensstemmelse med enten den første eller den andre variant av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen. In connection with operations at particularly deep sea depths, such as e.g. west of Africa and in parts of the Gulf of Mexico, it may be appropriate to send oil and gas or a mixture of these in risers from a wellhead via a separate moonpool in the vessel, without this being physically anchored to the seabed using anchor lines. The vessel is then fitted with a dynamic positioning or DP system to keep the vessel in the intended position. Such an embodiment of the vessel 1 is shown in fig. 11 and 12. The turret system is here replaced with a moonpool 57 which is arranged centrally in the vessel, and through which the relevant risers 18, 19 and a control cable 22 are shown to be led up to a swivel 23 on the vessel's deck. This vessel can be arranged for operation in accordance with either the first or the second variant of the method according to the invention.

Fartøyet ifølge oppfinnelsen har en rekke fordelaktige egenskaper som kan sammenfattes som følger: The vessel according to the invention has a number of advantageous properties which can be summarized as follows:

Egenskaper uavhengig av variant: Features regardless of variant:

• Muliggjør kombinert lagring og transport av produsert gass- og oljefase i ett og samme fartøy. • Kan benyttes for lagring av delvis stabilisert olje under trykk varierende fra atmosfæretrykk til typisk 5 bar, for senere og vesentlig billigere prosessering i landanlegg. • Kombinerer lager for og transport av produserte hydrokarboner på en effektiv måte. • Enables combined storage and transport of produced gas and oil phase in one and the same vessel. • Can be used for storage of partially stabilized oil under pressure varying from atmospheric pressure to typically 5 bar, for later and significantly cheaper processing in land plants. • Combines storage for and transport of produced hydrocarbons in an efficient manner.

Spesielle egenskaper for den første variant: Special features of the first variant:

• Reduserer omfanget av - og derved prisen på - nødvendig prosessanlegg på produksj onsenheten. • Reduserer/eliminerer behovet for reinjeksjon av produsert gass fra feltet som betjenes. • Kan benyttes i direkte skyttellastings-(DSL)-modus for å redusere/fjerne driftsforstyrrelser på feltet. • Kan benyttes uten forankringsliner (bare DP-modus) der hvor forholdene tilsier dette (f.eks. dypt vann). • Reduces the scope of - and thereby the price of - necessary processing facilities at the production unit. • Reduces/eliminates the need for reinjection of produced gas from the field being serviced. • Can be used in direct shuttle loading (DSL) mode to reduce/eliminate operating disturbances in the field. • Can be used without mooring lines (DP mode only) where conditions require this (eg deep water).

Spesielle egenskaper for den andre variant: Special features for the second variant:

• Muliggjør utvikling av marginale felter på en meget kostnadseffektiv måte. • Enables the development of marginal fields in a very cost-effective manner.

• Lite energikrevende prosessering idet denne foregår under høyt trykk. • Low energy-demanding processing as this takes place under high pressure.

• Eliminerer/reduserer kompressorbehov for reinjeksjon av produsert over-trykksgass fra atmosfærisk/nær atmosfærisk trykk (avhengig av GOR og gassammensetning). • Eliminates/reduces compressor need for reinjection of produced overpressure gas from atmospheric/near atmospheric pressure (depending on GOR and gas composition).

• Kan benyttes for flere feltutviklinger. • Can be used for several field developments.

• Kan benyttes for produksjon av marginale felter på særlig store dyp, da fartøyet kan posisjoneres på DP og derved unngå kostbare forankrings-løsninger. • Can be used for the production of marginal fields at particularly great depths, as the vessel can be positioned on the DP and thereby avoid expensive anchoring solutions.

Claims

1. Procedure for the storage and transport of oil and gas on floating vessels for offshore production of hydrocarbons, whereby oil and gas are stored simultaneously on the same vessel, as the vessel is equipped both with tanks for storing oil and with a large number of tubular tanks for the storage of gas under high pressure, characterized by the fact that before storage the oil is passed through a process plant for partial stabilization, and then stored in the oil tanks at a pressure of up to 5 bar, optimized to minimize further gas development, while the gas is stored in the tube tanks at a pressure of up to 250 bar, as tubular tanks can receive gas for each pressure level in the process train and that the thus stored oil and gas are later transported simultaneously on the aforementioned vessel to a desired destination.

2. Method according to claim 1, characterized in that the gas is stored in several pipe tank sections containing gas with different pressures.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that partially stabilized oil and separated gas are received on the vessel from an external production unit, the oil tanks being filled with oil while displaced vaporized gas during the filling is sent via a compressor for storage in the tube tanks under the aforementioned high pressure.

4. Method according to claim 1 or 2, characterized in that a well stream of unprocessed oil is received on the vessel directly from an undersea reservoir and partially stabilized in a process plant on board the vessel, the gas being separated from the well stream in a train of successive process units and sent directly to respective tube tanks that are dedicated to each pressure level in the process train.

5. Method according to one of the preceding claims, characterized in that the vessel returns to the field with C02 gas with a pressure of up to 80 bar in the pipe tanks, for deposition in the reservoir in question.

6. Vessel for the storage and transport of oil and gas for offshore production of hydrocarbons, where the vessel (1) is provided with both tanks (7) for storing oil and with tanks (8) for storing gas, as the gas tanks consist of a large number of mainly parallel pipes which are arranged on a longitudinal tank deck (6) above the oil tanks, and are arranged for the storage of gas under high pressure, characterized in that the vessel is equipped with a process plant (5) for partial stabilization of supplied oil, before the oil is stored in the oil tanks (7), and the gas tanks (8) are pipe tanks that can receive gas for each pressure level in the process train.

7. Vessel according to claim 6, characterized in that the vessel (1) in its forward bottom area has a receiving space for receiving a rotating body (turret) (16) which is connected to a riser (21) for the supply of a well stream consisting of oil, water and gas from an undersea reservoir (20), the process plant (5) comprising a number of separator stages for successive separation of oil and gas which are supplied to the respective oil tanks (7).

8. Vessel according to claim 7, characterized in that the rotating body (16) is also connected to risers for return to the platform (17) or the reservoir (20) of secreted water and C02 gas.