NO330025B1 - Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem - Google Patents
Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
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).
Description
Oppfinnelsens område
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en undervanns rørledning. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen en omløpsledning for omløp av en strupeventil i en undervannsinstallasjon.
Oppfinnelsens bakgrunn og kjent teknikk
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
Videre inneholder HIPPS-systemet ingen strupeventiler. Ventilene er h.h.v. barriereventiler og omløpsventiler. Ingen av disse er tilpasset for å fungere som stupeventiler.
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).
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.
Oppsummering av oppfinnelsen
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.
Det ovennevnte behov imøtekommes med den foreliggende oppfinnelse, slik den er definert i de tilhørende patentkrav.
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.
I en foretrukket utførelse er omløpskoblingen er i stand til å åpne og stenge adkomsten fra hovedstrømningslinjen til omløpet.
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.
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.
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.
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.
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.
Figur
Oppfinnelsen beskrives mer detaljert nedenfor, med henvisning til figuren som illustrerer oppfinnelsen ved hjelp av eksempler.
Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
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.
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.
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.
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.
Claims (8)
1.
Undervanns produksjonsanlegg, omfattende
en undervanns produksjonsmodul (8) operativt koblet til en undervannsbrønn, en undervanns mottaksmodul (9) og
en hovedstrømningslinje (7), inkludert en undervanns produksjonsstrupeventil (3) som er anordnet i hovedstrømningslinjen (7) mellom et undervanns ventiltre i produksjonsmodulen og en undervanns manifold i mottaksmodulen, for strømningsmessig å koble sammen produksjonsmodulen og mottaksmodulen,karakterisert vedat en omløpsledning (2) er anordnet parallelt med strupeventilen (3) og omløpsledningen (2) er koblet til hovedstrømningslinjen (7) ved en omløpskobling (1), for å kunne lede produksjonsfluid rundt strupeventilen fra ventiltreet til manifolden.
2.
Produksjonsanlegg ifølge krav 1,karakterisert vedat omløpskoblingen er i stand til å åpne og stenge adkomsten fra hovedstrømningslinjen til omløpet.
3.
Produksjonsanlegg ifølge krav 2,karakterisert vedat omløpskoblingen er 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.
4.
Produksjonsanlegg ifølge et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat omløpskoblingen (1) er tilpasset til å overføre fluid i begge retninger i omløpsledningen (2) for å tilveiebringe en strømningsvei for både produksjon og injeksjon av fluid.
5.
Produksjonsanlegg ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat omløpsledningen monteres i den undervanns installasjonen samtidig med at den undervanns produksjonsmodulen og den undervanns mottaksmodulen installeres.
6.
Produksjonsanlegg ifølge krav 5,karakterisert vedat omløpsledningen er en integrert del av konnektorblokken som også omfatter strupeventilen.
7.
Fremgangsmåte for å rense en undervannsbrønn og en undervanns produksjonsmodul (8) i et hydrokarbonproduksjonssystem, idet undervanns produksjonsmodulen (8) er tilpasset til å produsere et fluid overført fra et undervanns ventiltre gjennom en hovedstrømningslinje (7), inkludert en strupeventil (3), til en undervanns manifold,karakterisertved at under en renseoperasjon åpnes en omløpskobling (1) for å lede produsert fluid og/eller behandlingsfluidet fra brønnen til et omløp rundt strupeventilen (3) fra ventiltreet til manifolden, for å hindre feilfunksjon og blokkering av strupeventilen (3) på grunn av at fluidet omfatter fremmedlegemer.
8.
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,karakterisert vedat ved 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.
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20083451A NO330025B1 (no) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
PCT/NO2009/000278 WO2010016770A2 (en) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | Hydrocarbon production system, method for performing clean-up and method for 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 |
BRPI0917474A BRPI0917474A2 (pt) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | sistema de produção de hidrocarbonetos, método para executar limpeza e método para controlar o fluxo |
CN2009801296594A CN102124183A (zh) | 2008-08-07 | 2009-08-07 | 油气生产系统,清理和控制流量的方法 |
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 (no) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20083451L NO20083451L (no) | 2010-02-08 |
NO330025B1 true NO330025B1 (no) | 2011-02-07 |
Family
ID=41508116
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20083451A NO330025B1 (no) | 2008-08-07 | 2008-08-07 | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US20110139460A1 (no) |
CN (1) | CN102124183A (no) |
AU (1) | AU2009280158A1 (no) |
BR (1) | BRPI0917474A2 (no) |
GB (1) | GB2474977B (no) |
NO (1) | NO330025B1 (no) |
WO (1) | WO2010016770A2 (no) |
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 |
EP0238491B1 (en) * | 1984-11-28 | 1991-02-06 | Conoco Specialty Products Inc. | Cyclone separator |
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 (pt) * | 1990-07-13 | 1992-01-21 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de producao de oleo e gas em aguas profundas |
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 (no) * | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de 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 |
DE602004023775D1 (de) * | 2003-05-31 | 2009-12-03 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und Verfahren zur Wiedergewinnung von Flüssigkeiten aus einem Bohrloch und/oder Einspritzen von Flüssigkeiten in ein Bohrloch |
US7201229B2 (en) * | 2003-10-22 | 2007-04-10 | Vetco Gray Inc. | Tree mounted well flow interface device |
US7331396B2 (en) * | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
CN1297778C (zh) * | 2004-12-27 | 2007-01-31 | 西安交通大学 | 一种分离器及利用其消除严重段塞流的分相输送方法 |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
US8881843B2 (en) * | 2006-02-09 | 2014-11-11 | 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 (no) * | 2006-07-06 | 2008-07-07 | Compressed Energy Tech As | System, fartøy og fremgangsmåte for produksjon av olje og tyngre gassfraksjoner fra et reservoar under havbunnen |
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/no not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-08-07 GB GB1022112.5A patent/GB2474977B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-08-07 CN CN2009801296594A patent/CN102124183A/zh active Pending
- 2009-08-07 US US13/003,795 patent/US20110139460A1/en not_active Abandoned
- 2009-08-07 AU AU2009280158A patent/AU2009280158A1/en not_active Abandoned
- 2009-08-07 BR BRPI0917474A patent/BRPI0917474A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-08-07 WO PCT/NO2009/000278 patent/WO2010016770A2/en active Application Filing
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN102124183A (zh) | 2011-07-13 |
WO2010016770A3 (en) | 2010-04-01 |
US20110139460A1 (en) | 2011-06-16 |
GB2474977A (en) | 2011-05-04 |
GB2474977B (en) | 2012-12-05 |
GB201022112D0 (no) | 2011-02-02 |
AU2009280158A1 (en) | 2010-02-11 |
BRPI0917474A2 (pt) | 2015-12-01 |
NO20083451L (no) | 2010-02-08 |
WO2010016770A2 (en) | 2010-02-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1383985B1 (en) | Wellhead product testing system | |
NO345267B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn | |
NO20130815A1 (no) | BOP-stabel med en universal intervensjonsgrenseflate | |
US9797223B1 (en) | Systems and methods for hydrate removal | |
CN103511361B (zh) | 水下采油树液压系统 | |
US9038727B2 (en) | Blowout preventor actuation tool | |
NO330025B1 (no) | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem | |
NO329453B1 (no) | Trykkontrollanordning og fremgangsmate | |
NO813121L (no) | Nedsenkbar pumpeinstallasjon. | |
NO344860B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn | |
NO20121071A1 (no) | Setteverktoy for produksjonsrorhenger med integrerte landingstrekk | |
NO20120417A1 (no) | Undersjoisk styresystem med utskiftbar mandrel | |
EP0740047B1 (en) | Device for controlling underwater pressure | |
NO333210B1 (no) | Nedihullsventilanordning | |
US20190226297A1 (en) | Modular Blowout Preventer Control System | |
NO20120923A1 (no) | Et styringssystem for en havbunnsbronn | |
NO20101756A1 (no) | Modul for Forbindelsesenhet til undervannsregulering | |
NO20110108A1 (no) | Tilbakeslagsventil | |
NO340406B1 (no) | Dobbeltvirkende sluseventil med flere aktiveringsmodi | |
US20030230190A1 (en) | Apparatus for surface control of a sub-surface safety valve | |
WO2016062314A1 (en) | Apparatus and methods for control of systems for drilling with closed loop mud circulation | |
US10605048B2 (en) | Riser pressure relief apparatus | |
NO20093141A1 (no) | Reguleringsmodul med dobbelte kuleventilsammenstillinger | |
NO792665L (no) | System til bruk ved drift og vedlikehold av broenner | |
NO346221B1 (no) | System og metode for strømningsregulering med variabelt arrangert justerbar utløsningsanordning |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |