NO328328B1 - Undervanns separasjonsanlegg. - Google Patents
Undervanns separasjonsanlegg. Download PDFInfo
- Publication number
- NO328328B1 NO328328B1 NO20071489A NO20071489A NO328328B1 NO 328328 B1 NO328328 B1 NO 328328B1 NO 20071489 A NO20071489 A NO 20071489A NO 20071489 A NO20071489 A NO 20071489A NO 328328 B1 NO328328 B1 NO 328328B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- liquid
- plane
- gas
- underwater
- Prior art date
Links
- 238000000926 separation method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 68
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 26
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 9
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 239000012223 aqueous fraction Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Electrical Discharge Machining, Electrochemical Machining, And Combined Machining (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen omhandler et anlegg på havbunnen som består av et antall rør som fungerer som separatorrør for fraskillelse av olje og kondensat fra gass. Rørene er forbundet med et samlerør som er tilknyttet brønnene. Samlerøret er innrettet til å eliminere væskeplugger og utjevne strøm-ningen før separering.
Description
Foreliggende oppfinnelse omhandler et undervannsanlegg for separasjon av hydrokarboner fra en undersjøisk brønn, omfattende minst en rørformet separator som har et innløp og minst ett utløp for henholdsvis væske og gass.
Oppfinnelsen angår også en fremgangsmåte for å skille væske fra gass og separasjon av væske i hydrokarbonvæske og vann fra en undervanns brønnstrøm v.h.a. gravitasjonskrefter.
Reservoarer som det produseres hydrokarboner fra kan grovt deles i to typer.
1. Gass/kondensat reservoarer
2. Oljereservoarer
Brønnstrømmen fra et gass/kondensat reservoar vil for det meste inneholde naturgass men vil også inneholde kondensater (lette hydrokarboner i væskefase). I tillegg kan den inneholde vann, enten som kondensert vann som er i likevekt med gassen under foreliggende trykk og temperatur, eller produsert vann fra reservoaret. Dessuten kan det være kjemikalier tilsatte ved brønnhodet for å unngå korrosjon og gasshydrater.
Brønnstrømmen fra et oljereservoar inneholder for det meste olje, men det vil normalt være en varierende andel naturgass. I tillegg kan også denne inneholde vann og tilsatte kjemikalier som korrosjonsinhibitor, scaling inhibitorer m.m.
Vannet, enten det er produsert vann eller kondensert vann er ikke en kommersielt utnyttbar ressurs i brønnstrømmen og kan forårsake problemer som økt trykktap, væskeplugger, korrosjon, scaling, emulsjoner og hydrater i transportsystemet.
Når hydrokarboner utvinnes fra en undervanns brønn brukes det eksisterende reservoartrykket til å transportere væske og gassblandingen fra reservoaret opp til brønnhodet og gjennom transportrørledningen til en mottaksterminal eller til en flytende produksjonsenhet (FPSU - Floating Production Surface Unit).
Den delen av transportledningen som forløper på havbunnen vil ha naturlige buktninger og væskedelen av brønnstrømmen vil samle seg på de laveste stedene når brønnstrømshastigheten er tilstrekkelig lav. Når det har samlet seg nok væske kan det dannes en væskeplugg (slug) som drives av et høyt baktrykk og skyves igjennom rørledningssystemet. Denne væskepluggen er en uønsket hendelse i et flerfasetransportsystem og kan medføre problemer for mottakssystemet i form av raske trykkendringer og fare for væske i uønskede deler av mottakssystemet. Der væskepluggen ankommer et landanlegg må det bygges store mekaniske konstruksjoner (væskefangere) for demping av disse trykkendringene og lagring av væskemengden som kommer inn. Ulempen med denne løsningen er at den krever stor plass.
Ved produksjon til en FPSU, spesielt når enheten ligger i et havområde med dypt vann, vil pluggen forårsake belastninger på stigerørsystemet samt at væskesøylen vil øke mottrykket mot reservoaret, noe som skaper raske trykk- og volumstrømsendringer som er problematisk å håndtere på den flytende enheten. Dette problemet avhjelpes normalt med å injisere gass i bunnen av stigerøret, og dette vil hjelpe til med å løfte pluggen opp gjennom stigerøret. Ulempen med denne løsningen er at trykktapet i stigerøret vil være høyt p.g.a. økt friksjon.
En annen løsning er å installere en eller flere separatortanker på havbunnen hvor gassandelen skilles fra væsken, og væsken og gassen føres opp til overflaten i separate stigerør. Væsken må da pumpes opp til et høyere trykk. Ulempen med denne løsningen er størrelsen på separatortanken som må ha en stor diameter for å gi god separasjon. På grunn av stort utvendig eller innvendig trykk er det nødvendig med tykkveggede tanker, noe som gjør dem vanskelige å produsere med dagens teknologi. I tilegg har separatortankene ofte avansert innmat som krever vedlikehold, noe som igjen medfører at de må kunne trekkes opp til overflaten. Dette er tidkrevende og kostbart. Designmessig gjør dette at separatortankene på havbunnen må bestå av flere mekaniske konstruksjoner som kan kobles sammen v.h.a. et fjernstyrt installasjons system. Hvis anordningen installeres i et område der det forgår fiske må også installasjonen være overtrålbare, noe som også øker størrelse og vekt på utstyret.
I stedet for separatortanker med stor diameter er det foreslått å utforme denne som et langt rør som legges horisontalt eller svakt skrånende på havbunnen. Eksempler på slike løsninger er blant annet vist i WO Al 2006/098637, AU Al 2006/0151167, NO 316840, US 4,661,127, US Bl 6,468,335, NO 19994244 og NO 20015048. Ulempen med denne løsning er at den bare kan brukes på gassreservoarer der væskeandelen er lav. Foreliggende oppfinnelse som definert i de etterfølgende krav kan brukes på begge typer reservoarer uansett væske/gass forhold til å skille væsken fra gassen og de forskjellige væskefasene fra hverandre, for deretter å transportere dem i forskjellige rørledninger til land eller plattformer. Foreliggende oppfinnelse kan også benyttes til å reinjisere produsert og kondensert vann inn i reservoaret for å bidra til å bibeholde reservoartrykket.
Ved å skille gass og væske og innføre separat transport, kan utvinningsgraden til reservoaret økes og problemer i transportsystemet forhindres.
Ved oppfinnelsen er det tilveiebrakt utstyr for plassering på havbunnen som er enkelt, kan fungere autonomt og skille væske fra gass. I tillegg kan man skille væsken i en hydrokarbonvæskefase og en vannfase der vannet kan reinjiseres eller transporteres separat.
I de tilfeller der brønnstrømmen kommer fra et gass/kondensat reservoar, kan et slikt anlegg installeres på et sted der temperaturen på brønnstrømmen er blitt nedkjølt til havbunnstemperaturen slik at alt metningsvann er felt ut. Væsken (kondensat, glykol og kondensert vann) kan separeres ut og pumpes i separat rørledning til land. Den gjenværende gassen strømmer av seg selv til land. Dette medfører at det i liten grad oppstår væskeansamlinger i transportrørledningen til land eller plattform og store væskefangere ved mottaket kan elimineres.
Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system som på en mer effektiv måte separerer væske fra gass, ved at strømningen utjevnes før den kommer inn i den delen av systemet der selve separasjonen foregår. Dette oppnås ved at innløpet står i forbindelse med et samlerør tilknyttet minst en brønn idet nevnte samlerør er tilpasset for å fjerne væskeplugger fra brønnstrømmen.
Systemet er videre anordnet slik at delene er anordnet i flere plan. Dermed kan fraskilt væske strømme ut ved hjelp av tyngdekraften. Det oppnås også en mer kompakt struktur.
Anordningen er også konfigurert slik at væsken kan skilles i en hydrokarbonfase og en vannbasert fase. Den vannbaserte fasen kan pumpes til plattform, land eller ned i et undergrunnsreservoar.
Oppfinnelsen innebærer en rekke fordeler:
• Anordningen kan benyttes for alle typer brønnstrømmer fra alle typer reservoarer
• Anordningen kan designes og installeres både på dypt og grunt vann
• Anordningen kan utføre gravitasjonsseparasjon og designes i henhold til rør-kode i stedet for vessel kode. (kostnads- og vektbesparende)
• Anordningen kan installeres i kombinasjon med et HIPPS system.
• Anordningen er selvbærende under løfting og installasjon. Den trenger ikke separat struktur for å bære lasten av rørene. • Anordningen kan installeres i områder der det forgår trålefiske da rørføringene kan konstrueres slik at anordningen er overtrålbar.
Ved fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen som definert i etterfølgende krav gjøres de trinn å transportere brønnstrøm til et kombinert gravitasjonsseparasjonssystem og væskepluggbuffer med en tilleggsanordning for væskeutskilling anordnet på havbunnen, og separerer væske og gass ved å fordele brønnstrømmen i et gitt antall rør i flere plan. Gassen ledes i et plan og væsken i et eller flere andre og å føre gassen videre i et separat transportsystem
Væskene pumpes og føres videre i et separat transportsystem
Oppfinnelsen kan nærmere beskrives i det følgende, med henvisning til de medfølgende figurene:
Fig 1 er en skjematisk tegning av et anlegg på havbunnen sett fra siden
Fig 2 er en isoskjematisk tegning av et anlegg på havbunnen.
På fig. 1 og 2 er vist et antall brønnstrømrør 1. Hvert brønnstrømrør kommer fra ett enkelt undervanns produksjonssystemer, som kan være en satelittbrønn eller en gruppe brønner anordnet på manifolder (ikke vist). Eksempelvis er det på figurene vist to brønnstrømrør. Antall brønner som ønskes tilknyttet anlegget bestemmes av den totale produksjon og kapasiteten til anlegget og kan variere fra en enkelt brønn til alle brønner fra et helt felt.
Brønnstrømrørene føres til et samlerør 2. Samlerøret 2 er i den foretrukne utføringsform vist på figurene anordnet vinkelrett på brønnstrømrørene men andre konfigurasjoner er også mulig, eksempelvis med en vinkel. Tilkoblingspunktene for brønnstrømrørene 1 fordeles symmetrisk langs samlerøret 2 på en slik at en god fordeling av brønnstrømmen oppnås i samlerøret.
Samlerørets oppgave er å fjerne eller utjevne væskeplugger som befinner seg i brønnstrømmen. Samlerøret 2 har en indre diameter og lengde hvilke må være tilpasset de aktuelle brønnstrømmers sammensetning og strømningsrate slik at de innkommende væskeplugger kan fordeles tilstrekkelig raskt.
Et antall rør 3 som fordelaktig er anordnet med en fastlagt avstand mellom seg er hver tilknyttet samlerøret 2. Rørene 3, som fungerer som separatorrør, er anordnet i samme plan som samlerøret 2 og fortrinnsvis vinkelrett på samlerøret. Hvert separatorrør 3 omfatter et første segment 6 som forløper horisontalt eller svakt nedad skrånende og et andre segment 6' som skråner oppover. Separatorrørene er utformet for å separere gass og væsken mens de strømmer igjennom røret og er av en slik diameter og lengde at væsken og gassen separeres effektivt. Dette gjøres ved å beregne nødvendig antall utløpsrørs 3 diameter og lengde på rørsegmentet 6 samt høyde og vinkel på rørsegmentet 6'. Summen av separatorrørenes kapasitet tilsvarer den fra brønnene innkomne strømningsmengde.
Et andre samlerør 7 er tilknyttet rørenes 3 andre ende og fortrinnsvis anordnet vinkelrett på dette. Samlerøret 7 samler gassen fra separatorrørene til en strøm og leder denne inn i gass-transportrør 8 som utgjør et gasstransportsystem som leder gassen til en flytende produksjonsenhet eller til land.
Hvert separatorrør 3 har et utløp 4 for fraskilt væske. Utløpet 4 er beregnet på å motta væsken som er fraskilt i separatorrørene 3. Utløpene 4 er anordnet i en slik avstand fra samlerøret 2 at gassen og væsken har skilt lag. Det vil si at væsken og gassen strømmer lagdelt igjennom røret med væsken nederst. Utløpene 4 er anordnet som nedad skrånende nedløp som fører væsken ned til et lavere nivå. Nedløpene 4 er anordnet slik at det meste eller alt av væsken vil strømme ned nedløpet på grunn av sin egen tyngde. Antall nedløp og nedløpenes avstand fra samlerøret 2 er tilpasset brønnstrømmens fysiske egenskaper for å optimalisere separasj onseffektiviteten.
Ytterligere utløp 5 kan, dersom nødvendig, være tilknyttet rørene 3 og er beregnet på mulig ytterligere væske som er blitt fraskilt etter det første utløp.
Hvert utløp 4 og 5 er tilknyttet et væske-utløpsrør 9. Utløpsrørene 9 er anordnet i et andre plan, lokalisert under det første plan. Væskeutløpsrørene 9 er dimensjonert for å være tilstrekkelig store til å mellomlagre væskeplugger fra rørledningene på havbunnet som leder brønnstrømmen til anordningen.
Væskeutløpsrørene 9 er tilknyttet et samlerør 12 som igjen er tilknyttet et transportrør. En pumpe 14 kan være anordnet i transportrøret for å øke trykket i væsken (dersom dette er nødvendig) før denne ledes inn i et separat væsketransportsystem til land eller til plattform.
Dersom brønnstrømmen inneholder faste partikler (sand), vil disse følge med væsken og kan samles opp i en anordning for sandfjerning 13. Denne vil i så fall være lokalisert oppstrøms væskepumpen 14.
I mange tilfelle vil brønnstrømmen inneholde en del vann. I så fall vil denne følge med væskefasen som er utskilt i separatorrørene 3. Dersom det er ønskelig å også skille vannet fra oljefraksjonen kan anlegget utformes med et ytterligere rørsystem 18. Dette vil i så fall være lokalisert i et tredje plan, anordnet under det andre plan. På samme måte som beskrevet ovenfor kan hvert væskeutløpsrør ha et utløp 10, hhv. 11 for vann, utformet som et nedløp. Vannet renner langs nedløpet 10 til vannutløpsrør 20 som er tilknyttet et ytterligere samlerør 15. Som tidligere beskrevet må antall utløp og utløpenes avstand fra væskenedløpsrør 4 og 5 tilpasses brønnstrømmens fysiske egenskaper for å optimalisere separasj onseffektiviteten.
Samlerøret 15 for vann er tilknyttet et transportrør. En pumpe 17 er plassert i transportrøret for pumping av vannet til land eller til injisering i en formasjon under havbunnen. Dersom brønnstrømmen inneholder partikler (sand) vil disse føres med vannfraksjonen. Anordningen 16 for sandfjerning vil da være lokalisert her. Denne vil i så fall være lokalisert oppstrøms væskepumpen 17.
Anordningen vil fordelaktig være konstruert for å utgjøre en selvbærende konstruksjon dimensjonert for å tåle de laster anordningen påskjennes av under løfting og installasjon på havbunnen. Rørene kan i tillegg være lagt ut på en slik måte at anordningen er overtrålbar.
Claims (11)
1. Undervannsanlegg for separasjon av hydrokarboner fra en undersjøisk brønn, omfattende et første samlerør (2) tilknyttbart til minst en brønn (1), minst to første rørsegmenter (3) anordnet i hovedsak parallelle med hverandre og tilnærmet vinkelrett på det første samlerør (2) og i et felles plan, hvor hvert rørsegment (3) har et innløp knyttet til samlerøret (2) og hvor de første rørsegmenter (3) omfatter et utløp tilknyttet et andre samlerør (7), karakterisert ved at anlegget videre omfatter minst to andre rørsegment (9) anordnet i hovedsak parallelle med hverandre og i et andre plan, hvilket andre plan er anordnet relativt under det første plan og forbindelser (4,5) som operativt forbinder rørsegmentene (3) i det først plan med rørsegmentene (9) i det andre plan, og hvor rørsegmentene (9) i det andre plan omfatter minst et utløp som leder til et tredje samlerør (12).
2. Undervannsanlegg som angitt i krav 1, karakterisert ved at det første plan med de første rørsegmenter (3) og det andre plan med de andre rørsegmenter (9) er hovedsakelig parallelle plan.
3. Undervann anlegg som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at minst et av utløpene fra de andre rørsegmentene (9) danner innløpet (10) til minst to tredje rørsegment anordnet i et tredje plan, hvilket tredje plan er anordnet relativt under det andre plan, og hvor minst et av utløpene fra det tredje rørsegment leder til et fjerde samlerør (15).
4. Undervannsanlegg som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at minst et av samlerørene (2,7,12,15) har en lengdeakse hovedsakelig vinkelrett på en lengdeakse av rørsegmentene (3,9).
5. Undervannsanlegg som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at en av forbindelsene (4) som danner ett av utløpene fra de første rørsegmentene (3) har en skrå vinkel i forhold til en lengdeakse av de første rørsegmentene (3).
6. Undervannsanlegg som angitt i krav 1, karakterisert ved at det første plan er et hovedsakelig horisontalt plan.
7. Undervannsanlegg som angitt i krav 5 eller 6, karakterisert ved at de første rørsegmentene (3) er rørformede separatorer og et første utløp er et gassutløp og forløper relativt opp fra det første plan og et andre utløp fra de første rørsegment (3) til en forbindelse (4) er et væskeutløp som leder relativt ned til de andre røresegment (9).
8. Undervannsanlegg som angitt i krav 6 eller 7,karakterisert ved at de andre rørsegment (9) omfatter et gassutløp (5) som leder til det andre samlerør (7) eller til de første rørsegmentene (3) nedstrøms væskeutløpet (4) fra disse rørsegmentene (3).
9. Undervanns anlegg som angitt i et av de foregående krav, karakterisert ved at det tredje samlerør (12) leder til en første pumpestasjon (14).
10. Fremgangsmåten for separasjon av væske og gass og separasjon av væske i hydrokarbonvæske og vann, karakterisert ved følgende trekk: å først transportere en brønnstrøm til en væskepluggbuffer anordnet på havbunnen, deretter å transportere brønnstrømmen til et gravitasjonsseparasjonssystem i henhold til krav 1, og separere væske og gass ved å fordele brønnstrømmen i et gitt antall rør i flere plan slik at gassen ledes i et plan og væsken i ett eller flere andre plan, og hvor gassen og væsken føres videre i egne separate transportsystem.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, karakterisert ved at gassen ledes gjennom en tilleggsanordning for fjerning av restvann gravitasjonsdelen av systemet ikke fjernet.
Priority Applications (9)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20071489A NO328328B1 (no) | 2007-03-20 | 2007-03-20 | Undervanns separasjonsanlegg. |
RU2009138297/03A RU2462591C2 (ru) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Подводная установка и способ для разделения жидкой фракции и газовой фракции |
PCT/NO2008/000109 WO2008115074A2 (en) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Subsea installation and method for separation of liquid and gas |
DE602008003780T DE602008003780D1 (de) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Unterwasserinstallation und verfahren zur trennung von flüssigkeit und gas |
BRPI0809252-4A BRPI0809252B1 (pt) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Instalação submarina e método de separação de líquidos e gases. |
US12/450,296 US8282711B2 (en) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Subsea installation and method for separation of liquid and gas |
AU2008227251A AU2008227251B2 (en) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Subsea installation and method for separation of liquid and gas |
EP08741706A EP2140104B1 (en) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Subsea installation and method for separation of liquid and gas |
AT08741706T ATE490395T1 (de) | 2007-03-20 | 2008-03-18 | Unterwasserinstallation und verfahren zur trennung von flüssigkeit und gas |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20071489A NO328328B1 (no) | 2007-03-20 | 2007-03-20 | Undervanns separasjonsanlegg. |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20071489L NO20071489L (no) | 2008-09-22 |
NO328328B1 true NO328328B1 (no) | 2010-02-01 |
Family
ID=39766607
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20071489A NO328328B1 (no) | 2007-03-20 | 2007-03-20 | Undervanns separasjonsanlegg. |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8282711B2 (no) |
EP (1) | EP2140104B1 (no) |
AT (1) | ATE490395T1 (no) |
AU (1) | AU2008227251B2 (no) |
BR (1) | BRPI0809252B1 (no) |
DE (1) | DE602008003780D1 (no) |
NO (1) | NO328328B1 (no) |
RU (1) | RU2462591C2 (no) |
WO (1) | WO2008115074A2 (no) |
Families Citing this family (17)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2921844B1 (fr) * | 2007-10-09 | 2011-11-25 | Saipem Sa | Dispositif de separation liquide/gaz horizontal et procede de separation, notamment des phases liquide et gazeuse d'un petrole brut |
NO332062B1 (no) * | 2008-02-28 | 2012-06-11 | Statoilhydro Asa | Sammenstilling for separasjon av en flerfasestrom |
CA2859847C (en) | 2011-12-22 | 2019-01-22 | Statoil Petroleum As | Method and system for fluid separation with an integrated control system |
BR112014012285B1 (pt) | 2012-01-03 | 2019-08-27 | Exxonmobil Upstream Res Co | método para a produção de hidrocarbonetos usando-se cavernas |
SG11201408235TA (en) * | 2012-07-27 | 2015-01-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Multiphase separation system |
US9371724B2 (en) * | 2012-07-27 | 2016-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
CN104685154B (zh) * | 2012-10-08 | 2017-08-08 | 埃克森美孚上游研究公司 | 多相分离系统 |
WO2014160801A1 (en) * | 2013-03-28 | 2014-10-02 | Fluor Technologies Corporation | Configurations and methods for gas-liquid separators |
RU2627871C1 (ru) | 2014-03-12 | 2017-08-14 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Подводная система (варианты) и способ сепарации многофазных сред |
AU2015253679B8 (en) | 2014-04-29 | 2017-10-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multiphase separation system |
SG11201702668RA (en) | 2014-11-17 | 2017-06-29 | Exxonmobil Upstream Res Co | Liquid collection system |
CN106281522A (zh) * | 2015-06-04 | 2017-01-04 | 通用电气公司 | 用于重力分离的装置和方法及包含其的石油和天然气生产系统和方法 |
CN106474828A (zh) * | 2015-08-27 | 2017-03-08 | 通用电气公司 | 用于重力分离的装置和方法及包含其的石油和天然气生产系统和方法 |
CN107485918A (zh) * | 2016-06-13 | 2017-12-19 | 通用电气公司 | 分离系统及分离方法 |
NO20161578A1 (en) | 2016-09-30 | 2017-12-11 | Seabed Separation As | Method and system for separating oil well substances |
BR102017023118B1 (pt) * | 2017-10-26 | 2021-11-30 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Separador multifásico de primeiro estágio, e método de separação de um fluido multifásico |
NO346216B1 (en) * | 2019-10-15 | 2022-04-25 | Seabed Separation As | Method and system for separating oil well substances |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1559115A (en) * | 1922-07-05 | 1925-10-27 | William M Marker | Throttled outlet separator |
US3880102A (en) * | 1974-02-19 | 1975-04-29 | Offshore Technology Corp | Method and apparatus for offshore submersible oil storage and drilling |
WO1985003544A1 (en) * | 1984-02-02 | 1985-08-15 | Stone & Webster Engineering Limited | A submersible liquid/gas separator apparatus |
NO321386B1 (no) * | 1997-03-19 | 2006-05-02 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og anordning for separering av et fluid omfattende flere fluidkomponenter, fortrinnsvis separering av et bronnfluid i forbindelse med et ror for produksjon av hydrokarboner/vann |
EP1044711A1 (en) * | 1999-04-12 | 2000-10-18 | Shell Internationale Researchmaatschappij B.V. | Device for separating a mixture of fluids |
GB0023967D0 (en) | 2000-09-29 | 2000-11-15 | Kvaerner Oil & Gas Ltd | Subsea separator |
NO316837B1 (no) * | 2001-10-17 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Anordning for separasjon av fluider |
NO316840B1 (no) | 2002-08-16 | 2004-05-24 | Norsk Hydro As | Rorseparator for separasjon av fluid, spesielt olje, gass og vann |
NO320427B1 (no) * | 2002-12-23 | 2005-12-05 | Norsk Hydro As | Et system og fremgangsmate for a forutsi og handtere vaeske- eller gassplugger i et rorledningssystem |
NO323087B1 (no) * | 2003-07-09 | 2006-12-27 | Norsk Hydro As | Fremgangsmate og anordning ved separasjon av et fluid, spesielt olje, gass og vann |
NO318190B1 (no) * | 2003-07-09 | 2005-02-14 | Norsk Hydro As | Rorseparator |
GB2420132B (en) * | 2004-11-15 | 2006-09-13 | Schlumberger Holdings | System and method for controlling sump flow in a pipeline |
BRPI0518284A2 (pt) * | 2004-11-24 | 2008-11-11 | Shell Int Research | aparelhos para separar substancialmente um fluxo em duas fases em um componente gasoso e um componente lÍquido, para separar substancialmente um fluxo de mistura em um componente lÍquido e pelo menos outro componente lÍquido e um componente gasoso e para separar substancialmente um fluxo de mistura em partes componentes com base nas densidades das partes componentes, sistema para separar substancialmente um fluxo de mistura em partes componentes, e, mÉtodos para separar substancialmente um fluxo tampço e para projetar um separador para separar substancialmente um fluxo tampço |
NO329480B1 (no) * | 2005-03-16 | 2010-10-25 | Norsk Hydro As | Anordning ved en rorseparator |
NO326586B1 (no) | 2005-05-02 | 2009-01-12 | Norsk Hydro As | Rorseparator. |
WO2007071664A1 (en) * | 2005-12-21 | 2007-06-28 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | System and method for separating a fluid stream |
-
2007
- 2007-03-20 NO NO20071489A patent/NO328328B1/no not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-03-18 BR BRPI0809252-4A patent/BRPI0809252B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-03-18 DE DE602008003780T patent/DE602008003780D1/de active Active
- 2008-03-18 EP EP08741706A patent/EP2140104B1/en not_active Not-in-force
- 2008-03-18 US US12/450,296 patent/US8282711B2/en active Active
- 2008-03-18 AU AU2008227251A patent/AU2008227251B2/en not_active Ceased
- 2008-03-18 AT AT08741706T patent/ATE490395T1/de not_active IP Right Cessation
- 2008-03-18 RU RU2009138297/03A patent/RU2462591C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-03-18 WO PCT/NO2008/000109 patent/WO2008115074A2/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2009138297A (ru) | 2011-04-27 |
US20100180769A1 (en) | 2010-07-22 |
AU2008227251A1 (en) | 2008-09-25 |
NO20071489L (no) | 2008-09-22 |
EP2140104B1 (en) | 2010-12-01 |
EP2140104A2 (en) | 2010-01-06 |
ATE490395T1 (de) | 2010-12-15 |
BRPI0809252A2 (pt) | 2014-09-09 |
US8282711B2 (en) | 2012-10-09 |
DE602008003780D1 (de) | 2011-01-13 |
WO2008115074A2 (en) | 2008-09-25 |
BRPI0809252B1 (pt) | 2018-06-12 |
AU2008227251B2 (en) | 2013-03-07 |
WO2008115074A3 (en) | 2008-12-24 |
RU2462591C2 (ru) | 2012-09-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328328B1 (no) | Undervanns separasjonsanlegg. | |
RU2448245C1 (ru) | Сепарирование и улавливание жидкостей мультифазного потока | |
AU2005266327B2 (en) | Plant for separating a mixture of oil, water and gas | |
NO316837B1 (no) | Anordning for separasjon av fluider | |
RU2618783C2 (ru) | Система сепарации мультифазного потока | |
NO311814B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for utvinning av olje | |
NO164619B (no) | Overvaakningssystem for flerfaset petroleumsstroem, samt tilhoerende fremgangsmaate. | |
NO334712B1 (no) | Havbunnsprosessenhet | |
NO344355B1 (no) | Fremgangsmåte for væskekontroll i flerfasede fluidrørledninger | |
US11577180B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
NO141321B (no) | Anordning for aa tilveiebringe en vaeskeforbindelse mellom en langstrakt lagringsenhet og en undervanns roerledning | |
US20180073343A1 (en) | Method and System for Subsea Purification of Produced Water From Subsea Oil Producing Installations | |
NO169613B (no) | Separatoranordning for vaeske og gass. | |
NO328938B1 (no) | Separatorinnretning og fremgangsmate for foring av gass forbi en vaeskepumpe i et produksjonssystem | |
US11598193B2 (en) | Subsea processing of crude oil | |
US20170028316A1 (en) | Dual helix cycolinic vertical seperator for two-phase hydrocarbon separation | |
WO2011073203A1 (en) | Separating multiphase effluents of an underwater well | |
CN204040178U (zh) | 一种分隔低温液体和雨水的水池 | |
NO159682B (no) | Fremgangsmaate og anordning for separasjon av gass og vaeske i en roerledning. | |
NO319654B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning for begrensning av væskeansamling i en rørledning for flerfasestrømning | |
GB2554076A (en) | Subsea hydrocarbon processing | |
WO2018026352A1 (en) | Dual helix cyclonic vertical separator for two-phase hydrocarbon separation | |
RU221428U1 (ru) | Гидродинамический сепаратор жидкости с возможностью пропускания средств очистки и диагностики (СОД) | |
RU138431U1 (ru) | Установка для предварительного сброса пластовой воды | |
RU75647U1 (ru) | Трубная установка сброса воды |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |