NO330025B1 - Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system - Google Patents
Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system Download PDFInfo
- Publication number
- NO330025B1 NO330025B1 NO20083451A NO20083451A NO330025B1 NO 330025 B1 NO330025 B1 NO 330025B1 NO 20083451 A NO20083451 A NO 20083451A NO 20083451 A NO20083451 A NO 20083451A NO 330025 B1 NO330025 B1 NO 330025B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- underwater
- production
- bypass
- valve
- throttle valve
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 53
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 34
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 9
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- E21B43/01—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 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
- E21B43/01—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
- E21B43/017—Production satellite stations, i.e. underwater installations comprising a plurality of satellite well heads connected to a central station
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
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)
- Pipeline Systems (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en anordning for å overføre fluid fra en subsea produserende modul (8) til en subsea mottagende modul (9) innbefattende en strupeventil (3) i en hovedstrømningsbane (7) for fluidet. En bypasslinje (2) er arrangert parallelt med strupeventilen (3) og bypasslinjen (2) er koblet til hovedstrømningsbanen (7) med en bypasskopling (1).The present invention relates to a device for transferring fluid from a subsea producing module (8) to a subsea receiving module (9) including a throttle valve (3) in a main flow path (7) for the fluid. A bypass line (2) is arranged parallel to the throttle valve (3) and the bypass line (2) is connected to the main flow path (7) with a bypass connection (1).
Description
Oppfinnelsens område Field of the invention
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en undervanns rørledning. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en omløpsledning for omløp av en strupeventil i en undervannsinstallasjon. The present invention relates to an underwater pipeline. More specifically, the invention relates to a circulation line for the circulation of a throttle valve in an underwater installation.
Oppfinnelsens bakgrunn og kjent teknikk Background of the invention and prior art
I en undervannsinstallasjon er flere brønner eller ventiltrær koblet sammen i en manifold. Brønntrykkene er forskjellige, og for å overføre olje og gass til den felles manifold, må trykket være nokså likt. Derfor installeres en strupeventil mellom hvert ventiltre og manifolden for å justere og styre trykket. In an underwater installation, several wells or valve trees are connected together in a manifold. The well pressures are different, and to transfer oil and gas to the common manifold, the pressure must be fairly equal. Therefore, a throttle valve is installed between each valve tree and the manifold to adjust and control the pressure.
Det er standard prosedyre å utføre renseoperasjoner i et ventiltre som et grunnlag for idriftsettelse. Tradisjonelt gjøres renseoperasjonen gjennom en strupeventil. Produktet fra rensingen kan være fluider med ulik viskositet, og det kan omfatte ulike typer og dimensjoner av fremmedlegemer, eksempelvis sand og slam, etc. Dette komplekse renseproduktet omfattende fremmedlegemer gir en vesentlig fare for feilfunksjon og blokkering når det transporteres gjennom strupeventilen. Det har vært et behov eller ønske fra oljeoperatørselskapene at strupeventilen skal designes for å kunne håndtere denne renseoperasjonen. På den annen side kan eller vil ingen leverandør av strupeventiler gi en garanti for at strupeventilen kan tolerere dette, ettersom det er nær umulig å vite hvilke fremmedlegemer som vil strømme gjennom ventilen, og dimensjonene på fremmedlegemene. Noen strupeventiler kan ha en design som kan beskytte de indre deler mer enn for andre strupeventiler. Men det vil alltid være en fare for blokkering av justeringsportene. It is standard procedure to perform cleaning operations in a valve tree as a basis for commissioning. Traditionally, the cleaning operation is done through a throat valve. The product from the cleaning can be fluids with different viscosities, and it can include different types and dimensions of foreign bodies, for example sand and mud, etc. This complex cleaning product including foreign bodies poses a significant risk of malfunction and blockage when it is transported through the choke valve. There has been a need or desire from the oil operating companies for the throttle valve to be designed to be able to handle this cleaning operation. On the other hand, no throttle valve supplier can or will give a guarantee that the throttle valve can tolerate this, as it is almost impossible to know what foreign objects will flow through the valve, and the dimensions of the foreign objects. Some throttle valves may have a design that can protect the internal parts more than other throttle valves. But there will always be a danger of blocking the adjustment ports.
Kravene til strupeventilen er annerledes i produksjonens første fase enn senere. På grunn av høyt trykk i den første produksjonsfasen, er god styrbarhet av strupeventilen et typisk krav i denne fase. I senere produksjonsfaser vil trykket avta og strupeventilen bør da ha egenskaper som sikrer maksimal strømning. Både god styrbarhet og maksimal strømning er trekk som er ønsket av oljeoperatørene, men slike trekk er ikke tilgjengelig for strupeventiler i dagens marked. The requirements for the throttle valve are different in the first phase of production than later. Due to high pressure in the first production phase, good controllability of the throttle valve is a typical requirement in this phase. In later production phases, the pressure will decrease and the throttle valve should then have properties that ensure maximum flow. Both good controllability and maximum flow are features desired by oil operators, but such features are not available for throttle valves in today's market.
Løsningen har derfor vært å erstatte strupeventilen med god styrbarhet anvendt i den første fase med en annen strupeventil som gir maksimal strømning for de senere faser. Prosedyren for utskifting er kompleks og medfører bruk av for eksempel en ROV (fjernstyrt undervannsfarkost) og dessuten nedstengning av installasjonen under utskiftningen. The solution has therefore been to replace the throttle valve with good controllability used in the first phase with another throttle valve that provides maximum flow for the later phases. The procedure for replacement is complex and involves the use of, for example, an ROV (remotely operated underwater vehicle) and also shutting down the installation during the replacement.
WO 2006041820 beskriver en anordning for trykkontroll og håndtering av borekaks. Det er imidlertid vesensforskjeller på systemer for boring og systemer for produksjon. Det har overordnet betydning at under boring vil fluidet som returneres til enhver tid inneholde store mengder borekaks. Dette har den leie tendensen at det sliter veldig på alle mekaniske komponenter. Disse må derfor være av en spesielt robust type for å kunne stå imot denne slitasjen uten å bryte sammen. WO 2006041820 describes a device for pressure control and handling of drilling cuttings. However, there are fundamental differences between systems for drilling and systems for production. It is of primary importance that during drilling the fluid that is returned at all times will contain large amounts of cuttings. This has the unfortunate tendency to put a lot of wear and tear on all mechanical components. These must therefore be of a particularly robust type to be able to withstand this wear and tear without breaking down.
Imidlertid er det to forhold som reduserer slitasjen. For det første er vanligvis trykket i returen ikke så veldig høyt. Dette medfører at det i liten grad er behov for å stupe trykket og en eventuell chokeventil har derfor en forholdsvis liten innsnevring. Ved produksjon vil det imidlertid ofte være behov for å strupe trykket i langt større grad og chokeventilen vil derfor ha en betydelig kraftigere innsnevring. Dessuten er strømningsmengden og hastigheten større enn ved boring. Partikler i strømmen vil derfor i betydelig grad slite på chokeventilen. However, there are two conditions that reduce wear and tear. Firstly, the pressure in the return is usually not very high. This means that there is little need to drop the pressure and any choke valve therefore has a relatively small constriction. During production, however, there will often be a need to throttle the pressure to a much greater extent and the choke valve will therefore have a significantly stronger constriction. In addition, the flow rate and speed are greater than with drilling. Particles in the flow will therefore significantly wear on the choke valve.
For det andre foregår boringen over et forholdsvis begrenset tidsrom, gjerne noen få måneder mens produksjonen gjerne skal gå over flere år. Jo lengre tidsrom, jo større er sjansen for at chokeventilen må skiftes ut. Secondly, the drilling takes place over a relatively limited period of time, usually a few months, while the production will usually last several years. The longer the period of time, the greater the chance that the choke valve will need to be replaced.
Disse forhold medfører at en fagmann på området neppe ville skjele til boresystemer når han skal løse et problem ved et produksjonssystem. Å kjøre borevæsken i en bypass vil i liten grad medføre problemer. Det å kjøre en produksjonsstrøm utenfor chokeventilen er betydelig mer radikalt og bryter med de konvensjoner man hittil har fulgt. These conditions mean that a specialist in the field would hardly look to drilling systems when he has to solve a problem with a production system. Running the drilling fluid in a bypass will cause little problems. Running a production stream outside the choke valve is significantly more radical and breaks with the conventions that have been followed up until now.
Det er dessuten obligatorisk i WO 2006041820 med blant annet en gass-separtorseksjon, en vibrasjonsseparator og en degasser, for at teknikken beskrevet i her skal fungere. Ombygging til bruk under vann er derfor ikke nærliggende for en fagmann på området. It is also mandatory in WO 2006041820 with, among other things, a gas separator section, a vibration separator and a degasser, in order for the technique described here to work. Conversion for use under water is therefore not obvious to a specialist in the field.
WO 2008/070643 beskriver et bøyelastesystem for å overføre hydrokarboner fra en brønn til et flytende fartøy. I den foreliggende oppfinnelse befinner stupeventilen seg imidlertid mellom et undervanns ventiltre og en undervanns manifold. I WO 2008/070643 må det selvsagt befinne seg en eller annen form for ventil i bøyen, både for å stenge av tilførselen når bøyen er koblet fra det flytende fartøyet og for å redusere trykket i hydrokarbonene fra bøyen til et trykk som systemet om bord i fartøyet kan håndtere. Således befinner alle ventiler og ledninger som er beskrevet i ovennevnte publikasjon seg i bøyen. Det er ingen grunn for fagmannen å plassere noen av disse på havbunnen, spesielt ikke mellom ventiltreet og manifolden. WO 2008/070643 describes a buoy loading system for transferring hydrocarbons from a well to a floating vessel. In the present invention, however, the diving valve is located between an underwater valve tree and an underwater manifold. In WO 2008/070643 there must of course be some form of valve in the buoy, both to shut off the supply when the buoy is disconnected from the floating vessel and to reduce the pressure in the hydrocarbons from the buoy to a pressure that the system on board the vessel can handle. Thus, all valves and lines described in the above-mentioned publication are located in the buoy. There is no reason for the skilled person to place any of these on the seabed, especially not between the valve tree and the manifold.
US 2008/029269 ligger noe nærmere den foreliggende oppfinnelse. Her er det i hvert fall vist en stupeventil ment for samme bruk som i den foreliggende oppfinnelse. US 2008/029269 is somewhat closer to the present invention. Here, in any case, a diving valve intended for the same use as in the present invention is shown.
Imidlertid har ikke denne strupeventilen noen omløpsledning. Omløpet som er beskrevet her styrer ikke strømmen forbi strupeventilen, men tjener til å sirkulere strøm fra stigerøret (som er forbundet til ventiltreet via en BOP) ned i brønnen. Dette omløpet kan ikke frakte noen fluidstrøm fra brønnen og inn i transportledningen, som man må anta er forbundet med manifolden. However, this choke valve does not have a bypass line. The bypass described here does not direct flow past the choke valve, but serves to circulate flow from the riser (which is connected to the valve tree via a BOP) down into the well. This bypass cannot carry any fluid flow from the well into the transport line, which must be assumed to be connected to the manifold.
Med omløpet ifølge den foreliggende søknad er det mulig å utføre minst deler av rengjøringen av brønnen uten å måtte forbinde en BOP og et stigerør til ventiltreet. For å betjene BOP'en må et flytende vedlikeholdsfartøy være forbundet med stigerøret til enhver tid. Således vi den foreliggende oppfinnelse spare både betydelige kostnader og tid. Det er også mulig å benytte omløpet til regulær produksjonsstrøm dersom det ikke er ønskelig å strupe brønnstrømmen. Ingenting av dette er mulig med US 2008/029269, i hvert fall ikke uten å måtte ha BOP'en, stigerøret og det flytende fartøyet tilkoblet, og dette er svært lite hensiktsmessig. With the bypass according to the present application, it is possible to carry out at least parts of the cleaning of the well without having to connect a BOP and a riser to the valve tree. To operate the BOP, a floating maintenance vessel must be connected to the riser at all times. Thus, the present invention saves both significant costs and time. It is also possible to use the bypass for regular production flow if it is not desirable to throttle the well flow. None of this is possible with US 2008/029269, at least not without having to have the BOP, the riser and the floating vessel connected, and this is very inconvenient.
US 2008/000529 beskriver et såkalt HIPPS-system. Det er et system laget for å beskytte nedstrøms utstyr mot det høye trykket fra brønnene. Imidlertid er det ikke vist hvordan trykket fra brønnene justeres individuelt. Det er vist isolasjonsventiler, men isolasjonsventilene er vanligvis ikke i stand til å strupe brønnstrømmen; de kan kun innstilles i enten helt åpne eller helt lukkede posisjoner. Således må hver brønn nødvendigvis måtte ha en egen strupeventil, som kan begrense trykket fra hver brønn. Denne er verken vist eller beskrevet. HIPPS-systemet er derfor et system som kommer i tillegg til en strupeventil mellom ventiltreet og manifolden. US 2008/000529 describes a so-called HIPPS system. It is a system designed to protect downstream equipment against the high pressure from the wells. However, it has not been shown how the pressure from the wells is adjusted individually. Isolation valves have been shown, but the isolation valves are usually not capable of throttling the well flow; they can only be set in either fully open or fully closed positions. Thus, each well must necessarily have its own throttle valve, which can limit the pressure from each well. This is neither shown nor described. The HIPPS system is therefore a system that adds a throttle valve between the valve tree and the manifold.
Videre inneholder HIPPS-systemet ingen strupeventiler. Ventilene er h.h.v. barriereventiler og omløpsventiler. Ingen av disse er tilpasset for å fungere som stupeventiler. Furthermore, the HIPPS system contains no throttle valves. The valves are respectively barrier valves and bypass valves. None of these are adapted to function as diving valves.
Videre er omløpsledningen en trangere linje enn hovedstrømningslinjene, noe som betyr at den vil virke som en restriksjon på strømningen, i motsetning til omløpsledningen ifølge den foreliggende oppfinnelse, som vil frakte strømmen uhindret (selv sammenlignet med en helt åpen strupeventil). Furthermore, the bypass line is a narrower line than the main flow lines, which means that it will act as a restriction on the flow, unlike the bypass line of the present invention, which will carry the flow unhindered (even compared to a fully open throttle valve).
I tillegg har omløpsledningen i til hensikt å blø ut overtrykk i systemet. Derfor åpnes omløpsventilene i sekvens, slik at under avblødningsprosessen vil ikke de to omløpsventilene være åpne samtidig; hensikten med dette er å blø ut overtrykket på en kontrollert måte. Dette betyr også at svært små mengder hydrokarboner fraktes gjennom omløpsventilene. In addition, the bypass line is intended to bleed out excess pressure in the system. Therefore, the bypass valves are opened in sequence, so that during the bleeding process the two bypass valves will not be open at the same time; the purpose of this is to bleed out the excess pressure in a controlled manner. This also means that very small amounts of hydrocarbons are transported through the bypass valves.
Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention
Det er derfor et behov for en oppfinnelse som tilveiebringer en løsning på de ovennevnte problemer vedrørende fluid inneholdende fremmedlegemer, hvilket fluid strømmer gjennom en strupeventil med risiko for feilfunksjon og blokkering, og de ulike påkrevde trekk i ulike faser av produksjonen fra en undervannsinstallasjon. There is therefore a need for an invention which provides a solution to the above-mentioned problems regarding fluid containing foreign bodies, which fluid flows through a choke valve with the risk of malfunction and blockage, and the various features required in various phases of production from an underwater installation.
Det ovennevnte behov imøtekommes med den foreliggende oppfinnelse, slik den er definert i de tilhørende patentkrav. The above-mentioned need is met with the present invention, as it is defined in the associated patent claims.
Dette oppnås ved at oppfinnelsen i en første utførelse tilveiebringer en innretning for overføring av fluid fra en undervanns produksjonsmodul til en undervanns mottaksmodul omfattende en strupeventil i en hovedstrømningslinje for fluidet. En omløpsledning er anordnet parallelt med strupeventilen og omløpsledningen er koblet til hovedstrømningslinjen ved en omløpskobling, for å kunne lede produksjonsfluid rundt strupeventilen fra ventiltreet til manifolden. Dette forhindrer blokkering og feilfunksjon av strupeventilen, og unngår behovet for erstatning av ødelagte strupeventiler som kan oppstå dersom fluidet føres gjennom strupeventilen og ikke gjennom omløpsledningen. Dette fjerner også problemet med å skifte ut strupeventilene i henhold til strømningsmengden av fluid og produksjonsfasen. This is achieved by the invention in a first embodiment providing a device for transferring fluid from an underwater production module to an underwater receiving module comprising a throttle valve in a main flow line for the fluid. A bypass line is arranged parallel to the throttle valve and the bypass line is connected to the main flow line by a bypass coupling, in order to direct production fluid around the throttle valve from the valve tree to the manifold. This prevents blocking and malfunctioning of the throttle valve, and avoids the need to replace broken throttle valves that can occur if the fluid is fed through the throttle valve and not through the bypass line. This also removes the problem of replacing the throttle valves according to the flow rate of fluid and the production phase.
I en foretrukket utførelse er omløpskoblingen er i stand til å åpne og stenge adkomsten fra hovedstrømningslinjen til omløpet. In a preferred embodiment, the bypass coupling is capable of opening and closing access from the main flow line to the bypass.
I en utførelse av oppfinnelsen er omløpskoblingen en toveis ventil som i en første posisjon åpner adkomsten til strupeventilen og stenger adkomsten til omløpet, og i en andre posisjon åpner adkomsten til omløpet og stenger adkomsten til strupeventilen. Dette medfører at restriksjonene på strupeventiler vedrørende motsatt strømning av fluid ikke lenger er et problem. In one embodiment of the invention, the bypass coupling is a two-way valve which in a first position opens access to the throttle valve and closes access to the bypass, and in a second position opens access to the bypass and closes access to the throttle valve. This means that the restrictions on throttle valves regarding the opposite flow of fluid are no longer a problem.
I en ytterligere utførelse er omløpskoblingen tilpasset til å overføre fluid i begge retninger i omløpsledningen for å tilveiebringe en strømningsvei for både produksjon og injeksjon av fluid. In a further embodiment, the bypass coupling is adapted to transfer fluid in both directions in the bypass line to provide a flow path for both production and injection of fluid.
I enda en utførelse av oppfinnelsen er omløpsledningen en integrert del av konnektorblokken som også omfatter strupeventilen. Derved kan installasjon og utskifting gjøres mer effektivt. In yet another embodiment of the invention, the bypass line is an integral part of the connector block which also includes the throttle valve. Thereby, installation and replacement can be done more efficiently.
I en annen utførelse av oppfinnelsen tilveiebringes en fremgangsmåte for å rense en undervannsbrønn og produksjonsmodul, idet undervanns produksjonsmodulen produserer et fluid overført gjennom en hovedstrømningslinje og en strupeventil. Produksjonsmodulen produserer et rensefluid omfattende fremmedlegemer (debris) under rensing og rensefluidet overføres gjennom hovedstrømningslinjen. En omløpskobling leder rensefluidet gjennom en omløpsledning anordnet parallelt med strupeventilen fra ventiltreet til manifolden for å hindre feilfunksjon og blokkering av strupeventilen på grunn av at fluidet omfatter fremmedlegemer. In another embodiment of the invention, a method is provided for cleaning an underwater well and production module, the underwater production module producing a fluid transferred through a main flow line and a choke valve. The production module produces a cleaning fluid comprising foreign bodies (debris) during cleaning and the cleaning fluid is transferred through the main flow line. A bypass coupling leads the cleaning fluid through a bypass line arranged parallel to the throttle valve from the valve tree to the manifold to prevent malfunction and blockage of the throttle valve due to the fluid containing foreign bodies.
I ent ytterligere aspekt ved oppfinnelsen tilveiebringes en fremgangsmåte for styre strømningen i et hydrokarbonproduksjonssystem omfattende en undervanns produksjonsmodul (8) operativt koblet til en undervannsbrønn, en undervanns mottaksmodul (9) og en hovedstrømningslinje (7) inkludert en strupeventil (3) som er anordnet i hovedstrømningslinjen mellom et undervanns ventiltre i produksjonsmodulen og en manifold i mottaksmodulen, for strømningsmessig å koble sammen produksjonsmodulen og mottaksmodulen. Dette aspekter er kjennetegnet ved at i en situasjon med et trykk i brønnen høyere enn trykket nødvendig for å levere en tilsiktet produksjonsstrømningsmengde, blir strupeventilen strupet for å begrense strømningsmengden til en tilsiktet strømningsmengde; og ved en situasjon når en maksimal strømningsmengde er ønskelig, blir en omløpsledning åpnet for å lede strømningen utenom strupeventilen fra ventiltreet til manifolden. In a further aspect of the invention, a method is provided for controlling the flow in a hydrocarbon production system comprising an underwater production module (8) operatively connected to an underwater well, an underwater receiving module (9) and a main flow line (7) including a throttle valve (3) which is arranged in the main flow line between an underwater valve tree in the production module and a manifold in the receiving module, to flow-wise connect the production module and the receiving module. This aspect is characterized by the fact that in a situation with a pressure in the well higher than the pressure necessary to deliver an intended production flow rate, the choke valve is throttled to limit the flow rate to an intended flow rate; and in a situation when a maximum amount of flow is desired, a bypass line is opened to direct the flow outside the throttle valve from the valve tree to the manifold.
Figur Figure
Oppfinnelsen beskrives mer detaljert nedenfor, med henvisning til figuren som illustrerer oppfinnelsen ved hjelp av eksempler. The invention is described in more detail below, with reference to the figure which illustrates the invention by means of examples.
Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av oppfinnelsen. Figure 1 is a schematic illustration of the invention.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen Detailed description of the invention
Slik det vises på fig. 1 har en rørledning 7, en hovedstrømningslinje, en kobling til et såkalt juletre eller ventiltre, eller en undervannsbrønn 8 i en ende, og rørledningen 7 er koblet til en manifold 9 i den andre ende. En strupeventil 3 for å styre strømningen gjennom rørledningen 7 er koblet mellom de to koblinger 8,9. Også noen ytterligere elementer vist på fig. 1. Slike elementer kan være et strømningsmeter 4, sandsensor 5 og injeksjonsledning 6. Sensorer for trykk, PP og temperatur PT, er også innført i ledningen 7. Ved regulær drift av systemet som er vist på fig. 1, strømmer fluid fra undervannsbrønnen gjennom strupeventilen 3 til manifolden. Ved en renseoperasjon av undervannsbrønnen eller ventiltreet 8 kan ikke strupeventilen håndtere fremmedlegemene i fluidet. Derfor er en omløpsledning 2 implementert som en tilleggslinje, kalt en omløpsledning 2, parallelt med strupeventilen 3 for å hindre at strupeventilen 3 skades av fremmedlegemer. Omløpsledningen 2 er koblet til rørledningen 7 med en omløpskobling 1. Omløpskoblingen 1 har en styrefunksjon som retter strømningen i omløpsledningen 2 eller gjennom strupeventilen 3 i henhold til operasjonen som utføres. Under en renseoperasjon vil prosessproduktet som ofte inneholder fremmedlegemer (debris) strømme gjennom omløpsledningen 2 i stedet for strupeventilen 3 (som ved kjent teknikk), det vil si at fremmedlegemene ikke vil være i kontakt med strupeventilen 3 under renseoperasjonen og systemet tillater renseoperasjoner gjennom ventiltreet på en mye sikrere måte enn ved tidligere kjente teknikker. Således unngås en potensiell feilfunksjon for strupeventilen 3 og derved en kompleks og kostbar utskifting av en ødelagt strupeventil. En omløpsledning 2 vil typisk være laget av samme materiale som rørledningen 7 eller være integrert i konnektorblokken som forbinder ventiltreet med manifolden. Omløpsledningen 2 er fordelaktig montert i undervannsinstallasjonen samtidig som de andre komponentene i installasjonen. As shown in fig. 1 has a pipeline 7, a main flow line, a connection to a so-called Christmas tree or valve tree, or an underwater well 8 at one end, and the pipeline 7 is connected to a manifold 9 at the other end. A throttle valve 3 to control the flow through the pipeline 7 is connected between the two connectors 8,9. Also some additional elements shown in fig. 1. Such elements can be a flow meter 4, sand sensor 5 and injection line 6. Sensors for pressure, PP and temperature PT, are also introduced in the line 7. During regular operation of the system shown in fig. 1, fluid flows from the underwater well through the throttle valve 3 to the manifold. During a cleaning operation of the underwater well or the valve tree 8, the throttle valve cannot handle the foreign bodies in the fluid. Therefore, a bypass line 2 is implemented as an additional line, called a bypass line 2, in parallel with the throat valve 3 to prevent the throat valve 3 from being damaged by foreign bodies. The bypass line 2 is connected to the pipeline 7 with a bypass coupling 1. The bypass coupling 1 has a control function that directs the flow in the bypass line 2 or through the throttle valve 3 according to the operation being performed. During a cleaning operation, the process product, which often contains foreign bodies (debris), will flow through the bypass line 2 instead of the throat valve 3 (as in the known technique), that is, the foreign bodies will not be in contact with the throat valve 3 during the cleaning operation and the system allows cleaning operations through the valve tree on a much safer way than with previously known techniques. Thus, a potential malfunction of the throttle valve 3 and thereby a complex and expensive replacement of a broken throttle valve is avoided. A bypass line 2 will typically be made of the same material as the pipeline 7 or be integrated into the connector block that connects the valve tree to the manifold. The bypass line 2 is advantageously installed in the underwater installation at the same time as the other components in the installation.
I tillegg til å bruke omløpsledningen 2 til overføring av renseprodukter, har omløpsledningen 2 en spesiell funksjon for perioder med høy produksjon. I en undervannsbrønn kan produksjonen være høy eller lav. I perioder med høy produksjon vil det være fordelaktig å tilveiebringe så høy strømning som mulig i rørledningen 7. Uten omløpsledningen 2 vil fluidet strømme gjennom strupeventilen 3 som vil gi et stort trykkfall og maksimal strømning vil ikke oppnås. Ved å la fluidet strømme gjennom omløpsledningen 2 i perioder med høy produksjon oppnås et minimalt trykkfall sammenlignet med strømning gjennom strupeventilen og maksimal strømningsmengde kan oppnås. Følgelig kan oljeutvinningen økes i perioder med høy produksjon. Omløpsledningen 2 gir også god styrbarhet av strupeventilen 3 under de første faser samtidig som den gir maksimal strømning i senere produksjonsfaser fra brønnen, uten behov for å erstatte strupeventilen 3 med en annen strupeventil 3 med andre egenskaper. Omløpsledningen gir et neglisjerbart trykkfall over strupeventilen 3 og følgelig kan ventiltreet opereres med høyere produksjonsrater enn strupeventilen er designet for. In addition to using the bypass line 2 for the transfer of cleaning products, the bypass line 2 has a special function for periods of high production. In a subsea well, production can be high or low. In periods of high production, it will be advantageous to provide as high a flow as possible in the pipeline 7. Without the bypass line 2, the fluid will flow through the throttle valve 3 which will cause a large pressure drop and maximum flow will not be achieved. By allowing the fluid to flow through the bypass line 2 during periods of high production, a minimal pressure drop is achieved compared to flow through the throttle valve and maximum flow quantity can be achieved. Consequently, oil recovery can be increased during periods of high production. The bypass line 2 also provides good controllability of the throttle valve 3 during the first phases while simultaneously providing maximum flow in later production phases from the well, without the need to replace the throttle valve 3 with another throttle valve 3 with different properties. The bypass line produces a negligible pressure drop across the throttle valve 3 and consequently the valve tree can be operated at higher production rates than the throttle valve is designed for.
En ytterligere funksjon av omløpsledningen 2 er at den kan anordnes til å overføre fluid i begge retninger, til og fra ventiltreet. Således kan det samme ventiltre brukes for både produksjon og injeksjon. Reversert fluidstrøm (injeksjon) gjennom en strupeventil 3 har mange begrensninger, men med bruk av omløpsledningen er ikke begrensningene et problem lenger. A further function of the bypass line 2 is that it can be arranged to transfer fluid in both directions, to and from the valve tree. Thus, the same valve tree can be used for both production and injection. Reverse fluid flow (injection) through a throttle valve 3 has many limitations, but with the use of the bypass line the limitations are no longer a problem.
I sum kan anordning av en omløpsledning 2 parallelt med en strupeventil 3, i henhold til den foreliggende oppfinnelse, gi en stor kostnadsbesparelse vedrørende oljeutvinning, installasjon, utskifting og vedlikehold. Farene for skader og feilfunksjon på strupeventilen 3 under en renseoperasjon reduseres vesentlig. In sum, arrangement of a bypass line 2 in parallel with a throttle valve 3, according to the present invention, can provide a large cost saving regarding oil extraction, installation, replacement and maintenance. The risks of damage and malfunction of the throttle valve 3 during a cleaning operation are significantly reduced.
Claims (8)
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20083451A NO330025B1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system |
| BRPI0917474A BRPI0917474A2 (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | hydrocarbon production system, method of performing cleaning and method of controlling flow |
| AU2009280158A AU2009280158A1 (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for controlling flow |
| US13/003,795 US20110139460A1 (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for controlling flow |
| PCT/NO2009/000278 WO2010016770A2 (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for controlling flow |
| CN2009801296594A CN102124183A (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for controlling flow |
| GB1022112.5A GB2474977B (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for controlling flow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20083451A NO330025B1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20083451L NO20083451L (en) | 2010-02-08 |
| NO330025B1 true NO330025B1 (en) | 2011-02-07 |
Family
ID=41508116
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20083451A NO330025B1 (en) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110139460A1 (en) |
| CN (1) | CN102124183A (en) |
| AU (1) | AU2009280158A1 (en) |
| BR (1) | BRPI0917474A2 (en) |
| GB (1) | GB2474977B (en) |
| NO (1) | NO330025B1 (en) |
| WO (1) | WO2010016770A2 (en) |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9169709B2 (en) * | 2012-11-01 | 2015-10-27 | Onesubsea Ip Uk Limited | Spool module |
| US9133690B1 (en) * | 2014-09-09 | 2015-09-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for mitigating pressure drop at subsea pump startup |
| US10533395B2 (en) * | 2016-01-26 | 2020-01-14 | Onesubsea Ip Uk Limited | Production assembly with integrated flow meter |
| US11346205B2 (en) * | 2016-12-02 | 2022-05-31 | Onesubsea Ip Uk Limited | Load and vibration monitoring on a flowline jumper |
| GB201621984D0 (en) * | 2016-12-22 | 2017-02-08 | Statoil Petroleum As | Flow control apparatus |
Family Cites Families (43)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2043428A (en) * | 1935-04-15 | 1936-06-09 | Roy G Cullen | Control device for wells |
| US2915422A (en) * | 1954-09-08 | 1959-12-01 | Gulf Oil Corp | Automatic plug injector and method of cleaning pipelines |
| US3050125A (en) * | 1960-05-27 | 1962-08-21 | Shell Oil Co | Apparatus for producing high pressure wells |
| US3158888A (en) * | 1961-12-22 | 1964-12-01 | Exxon Research Engineering Co | Scraper launching mechanism |
| US3292704A (en) * | 1963-06-12 | 1966-12-20 | Texaco Inc | Remote treatment of wells |
| US3266076A (en) * | 1964-11-20 | 1966-08-16 | Sinclair Research Inc | System for cleaning pipelines |
| US3396789A (en) * | 1966-09-15 | 1968-08-13 | Mobil Oil Corp | Storage method and system for tel tools |
| US3556218A (en) * | 1968-06-27 | 1971-01-19 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
| US3545541A (en) * | 1968-08-08 | 1970-12-08 | Shell Oil Co | Wellhead assembly including diverter means |
| US3562014A (en) * | 1969-05-16 | 1971-02-09 | Exxon Production Research Co | Pipeline scraper launching system |
| US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
| US4135949A (en) * | 1976-05-18 | 1979-01-23 | Phillips Petroleum Company | Safety interlock for pipeline pig launcher and receiver |
| US4116821A (en) * | 1976-07-28 | 1978-09-26 | Mobil Oil Corporation | Method and apparatus for processing a petroleum production stream |
| US4160652A (en) * | 1977-08-26 | 1979-07-10 | Texas Eastern Engineering, Ltd. | Method and apparatus for handling the fluids in a two-phase flow pipeline system |
| GB2028400B (en) * | 1978-08-16 | 1982-08-11 | Otis Eng Corp | Production from and servicing of wells |
| US4528041A (en) * | 1984-03-07 | 1985-07-09 | Exxon Production Research Co. | Method for pigging hydrocarbon product flowlines |
| US4589493A (en) * | 1984-04-02 | 1986-05-20 | Cameron Iron Works, Inc. | Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke |
| CA1262531A (en) * | 1984-11-28 | 1989-10-31 | Noel Carroll | Oil processing apparatus |
| US4848473A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-18 | Chevron Research Company | Subsea well choke system |
| US5010956A (en) * | 1990-03-28 | 1991-04-30 | Exxon Production Research Company | Subsea tree cap well choke system |
| BR9003370A (en) * | 1990-07-13 | 1992-01-21 | Petroleo Brasileiro Sa | OIL AND GAS PRODUCTION SYSTEM IN DEEP WATERS |
| US5819852A (en) * | 1996-03-25 | 1998-10-13 | Fmc Corporation | Monobore completion/intervention riser system |
| US6170493B1 (en) * | 1997-10-31 | 2001-01-09 | Orlande Sivacoe | Method of cleaning a heater |
| GB9921373D0 (en) * | 1999-09-10 | 1999-11-10 | Alpha Thames Limited | Modular sea-bed system |
| NO313767B1 (en) * | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Process for obtaining simultaneous supply of propellant fluid to multiple subsea wells and subsea petroleum production arrangement for simultaneous production of hydrocarbons from multi-subsea wells and supply of propellant fluid to the s. |
| GB2362398B (en) * | 2000-05-16 | 2002-11-13 | Fmc Corp | Device for installation and flow test of subsea completions |
| US6454002B1 (en) * | 2000-11-01 | 2002-09-24 | Conoco Inc. | Method and apparatus for increasing production from a well system using multi-phase technology in conjunction with gas-lift |
| EP1270870B1 (en) * | 2001-06-22 | 2006-08-16 | Cooper Cameron Corporation | Blow out preventer testing apparatus |
| EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
| US6688392B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-02-10 | Baker Hughes Incorporated | System and method for flow/pressure boosting in a subsea environment |
| US6840323B2 (en) * | 2002-06-05 | 2005-01-11 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing annulus valve |
| US6988554B2 (en) * | 2003-05-01 | 2006-01-24 | Cooper Cameron Corporation | Subsea choke control system |
| ATE482324T1 (en) * | 2003-05-31 | 2010-10-15 | Cameron Systems Ireland Ltd | APPARATUS AND METHOD FOR RECOVERING LIQUIDS FROM A BOREHOLE AND/OR FOR INJECTING LIQUIDS INTO A BOREHOLE |
| GB2445493B (en) * | 2003-10-22 | 2008-08-20 | Vetco Gray Inc | Tree mounted well flow interface device |
| US7331396B2 (en) * | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
| CN1297778C (en) * | 2004-12-27 | 2007-01-31 | 西安交通大学 | Separator and phase-split conveying method for eliminating plug flow on serious segments by utilizing same |
| US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
| WO2007092956A2 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure and/or temperature drilling system and method |
| GB2439552B (en) * | 2006-05-20 | 2011-03-02 | Vetco Gray Controls Ltd | Pipeline protection system |
| US20080029269A1 (en) * | 2006-05-24 | 2008-02-07 | Martin Thomas B Jr | Method and system for installing equipment for production and injection operations |
| NO325702B1 (en) * | 2006-07-06 | 2008-07-07 | Compressed Energy Tech As | System, vessel and method for producing oil and heavier gas fractions from a reservoir below the seabed |
| US7798233B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-09-21 | Chevron U.S.A. Inc. | Overpressure protection device |
| US7793725B2 (en) * | 2006-12-06 | 2010-09-14 | Chevron U.S.A. Inc. | Method for preventing overpressure |
-
2008
- 2008-08-07 NO NO20083451A patent/NO330025B1/en not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-08-07 BR BRPI0917474A patent/BRPI0917474A2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-08-07 AU AU2009280158A patent/AU2009280158A1/en not_active Abandoned
- 2009-08-07 US US13/003,795 patent/US20110139460A1/en not_active Abandoned
- 2009-08-07 WO PCT/NO2009/000278 patent/WO2010016770A2/en active Application Filing
- 2009-08-07 GB GB1022112.5A patent/GB2474977B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-08-07 CN CN2009801296594A patent/CN102124183A/en active Pending
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20110139460A1 (en) | 2011-06-16 |
| GB2474977A (en) | 2011-05-04 |
| GB2474977B (en) | 2012-12-05 |
| WO2010016770A2 (en) | 2010-02-11 |
| WO2010016770A3 (en) | 2010-04-01 |
| AU2009280158A1 (en) | 2010-02-11 |
| GB201022112D0 (en) | 2011-02-02 |
| BRPI0917474A2 (en) | 2015-12-01 |
| NO20083451L (en) | 2010-02-08 |
| CN102124183A (en) | 2011-07-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8997876B2 (en) | Retrievable flow module unit | |
| NO345267B1 (en) | Apparatus and method for treating fluids from a well | |
| NO20130815A1 (en) | BOP stack with a universal intervention interface | |
| US9797223B1 (en) | Systems and methods for hydrate removal | |
| US20040144543A1 (en) | Wellhead product testing system | |
| CN103511361B (en) | Subsea production tree hydraulic system | |
| US9038727B2 (en) | Blowout preventor actuation tool | |
| NO330025B1 (en) | Underwater production plant, method for cleaning an underwater well and method for controlling flow in a hydrocarbon production system | |
| NO329453B1 (en) | Pressure control device and method | |
| NO813121L (en) | Submersible pump installation. | |
| NO339578B1 (en) | Method and system for conducting drilling fluid using a structure floating in a surface of an ocean | |
| NO20121071A1 (en) | Putting tool for production stirrups with integrated landing features | |
| NO344860B1 (en) | Apparatus and method for treating fluids from a well | |
| US10287842B2 (en) | Modular blowout preventer control system | |
| EP0740047B1 (en) | Device for controlling underwater pressure | |
| NO333210B1 (en) | Downhole Valve assembly | |
| NO20120923A1 (en) | A management system for a subsea well | |
| NO20101756A1 (en) | Module for Underwater Control Connection Unit | |
| NO340287B1 (en) | Drive sleeve and sealing mechanism for non-upright spindle valve | |
| NO20110108A1 (en) | Check valve | |
| NO340406B1 (en) | Double acting lock valve with multiple activation modes | |
| US20030230190A1 (en) | Apparatus for surface control of a sub-surface safety valve | |
| NO346221B1 (en) | FLOW CONTROL SYSTEM AND METHOD WITH VARIABLE ARRANGEMENTLY ADJUSTABLE RELEASE DEVICE | |
| WO2016062314A1 (en) | Apparatus and methods for control of systems for drilling with closed loop mud circulation | |
| NO20093141A1 (en) | Control module with dual ball valve assemblies |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |