NO330631B1 - Fremgangsmate og system for demping og regulering av stotvis stromming i et flerfasefluid - Google Patents
Fremgangsmate og system for demping og regulering av stotvis stromming i et flerfasefluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO330631B1 NO330631B1 NO20022173A NO20022173A NO330631B1 NO 330631 B1 NO330631 B1 NO 330631B1 NO 20022173 A NO20022173 A NO 20022173A NO 20022173 A NO20022173 A NO 20022173A NO 330631 B1 NO330631 B1 NO 330631B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- liquid
- gas
- flow rate
- separator
- outlet
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 29
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 title claims description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 163
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 238000013016 damping Methods 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 41
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- -1 condensate Substances 0.000 claims 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 5
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 4
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 239000003595 mist Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
- B01D—SEPARATION
- B01D19/00—Degasification of liquids
- B01D19/0063—Regulation, control including valves and floats
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/005—Pipe-line systems for a two-phase gas-liquid flow
-
- 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
- E21B2200/00—Special features related to earth drilling for obtaining oil, gas or water
- E21B2200/09—Detecting, eliminating, preventing liquid slugs in production pipes
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/0318—Processes
- Y10T137/0324—With control of flow by a condition or characteristic of a fluid
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2931—Diverse fluid containing pressure systems
- Y10T137/3003—Fluid separating traps or vents
- Y10T137/3021—Discriminating outlet for liquid
- Y10T137/304—With fluid responsive valve
- Y10T137/3052—Level responsive
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Flow Control (AREA)
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Accessories For Mixers (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Description
Oppfinnelsen angår dempning og regulering av støtvis strømning i en flerfaset fluidstrøm. Især angår oppfinnelsen en fremgangsmåte og et system for å dempe og regulere væske- og gasstøt i en strøm av flerfaset fluid gjennom en rørledning eller et ledningssystem, som kan omfatte en stigerørseksjon og en gass-/væskeseparator eller væskefanger nedstrøms i forhold til rørledningens utløp eller stigerørsseksjonen.
I olje- og gassindustrien er det vanlig å transportere et flerfaset fluid som inneholder råolje eller et kondensat, vann og gass fra en brønn gjennom et enkelt rørledningssystem til et bearbeidingsanlegg. For eksempel ved produksjonsråolje, produksjonsvann og tilhørende gass i oljeindustrien transportert generelt samtidig gjennom en enkelt undersjøisk rørledning til gass-/væskesepareringsutstyret på land eller på en plattform. Flere strømningsregimer kan oppstå i en slik flerfaset fluidstrøm, herunder stratifisert strøm, kjernestrøm, tåkestrøm og støtstrøm. Av disse strømningsregimer bør generelt støtstrøm unngås ettersom den består av vekslende væskemengder (periodevise støt) og gasstøt. Under enkelte strømningsforhold kan oppsamling av væskestøt lett oppstå, noe som fører til en alvorlig, støtvis strømning med et strømningsmønster av vekslende produksjonsstopp (ingen strøm), store væskeansamlinger og gassansamlinger kan oppstå ved enden av ledningssystemet. Stor væskeansamling kan også være generert etter driftendringer, f.eks. ved økningen av produksjonen etter oppstart av en rørledning. Tilføring av et slikt vekslende mønster av væskeansamlinger og gassmengder til en gass-/væskeseparator vil kraftig redusere separatorens effektivitet ettersom en gass-/væskeseparator må opereres under akseptable trykkvariasjoner og bør avlevere et akseptabelt lavt væskeinnhold i gassutløpets ledningsrør og et akseptabelt lavt gassinnhold i væskeledningsrøret.
En fremgangsmåte for å hindre slagvekst i en rørledning under samtidig transportering av gass og væske gjennom rørledningssystemet er beskrevet i Oil & Gas Journal, 12. november 1979.1 denne kjente fremgangsmåte er ventiler anordnet øverst i et stigerør som blir manuelt eller automatisk regulert for å minimere rørledningstrykk oppstrøms i forhold til stigerøret og for å minimere differensialtrykkvariasjoner i stigerøret. Transmittere brukes for å sende trykksignaler for å regulere ventilen, idet transmitterne er installert i en undersjøisk del av rørsystemet. Denne kjente fremgangsmåte er basert på de antagelsene at alvorlig tilstopping bare oppstår i rørledninger som har en seksjon med en nedadvendt skråning sett i strømretningen og at pluggtilvekst kan hindres ved å regulere den volumetriske fluidfluks som funksjon av fluidtrykkvariasjoner.
JP-A-63-274408 beskriver et separatorreguleringsutstyr som justerer en ventil i et gassutløp i en gass-/væskeseparator ved å føre utgangssignalene fra en supersonisk flerfase strømningsmåler til innløpet av separatoren og et manometer i separatoren for å bevirke et konstant trykk i separatoren.
EP-B-410522 beskriver en fremgangsmåte for å hindre fluidplugging i en strøm av flerfaset fluid som strømmer fra en ledning til en gass-/væskeseparator, hvorved det er tilveiebrakt en reguleringsanordning for fluidhastigheten for å manipulere fluidstrømningshastigheten.
Denne kjente fremgangsmåte omfatter måling av væskestrømhastigheten i væskeutløpet fra separatoren og gasstrømningshastigheten i gassutløpet for å bestemme fluidfluksen som defineres av strømmen fluidstrømningshastigheten og gasstrømnings-hastigheten og bruke reguleringsanordningen for fluidstrømningshastigheten for å redusere variasjonen i fluidfluksen. En ulempe med denne fremgangsmåte og fremgangsmåten beskrevet i JP-A-6327408 er at målingen av summen av væske- og gasstrømningshastigheten i et flerfaset fluid er vanskelig og krever komplisert måleutstyr.
US patent nr. 5 256 171; 5 377 714; 5 494 067; 5 544 672 og 5 711 338 beskriver pluggdempningsfremgangsmåter hvor væskenivået til et gass-/væskeseparasjonskar holdes så konstant som mulig. En ulempe med disse fremgangsmåtene er at væskenivået ikke alltid er det beste reguleringsbarometer og at det av og til, for eksempel under oppstart likevel kreves manuell regulering eller påvirkning.
Fremgangsmåten ifølge innledningen til krav 1 er kjent fra EP-B-767699.
Denne kjente fremgangsmåte omfatter trinnene med:
måling av minst én reguleringskabel som velges for gruppen av væskenivå i separatoren, væskestrømningshastigheten i separatorens væskeutløp, gasstrømnings-hastigheten i separasjonsgassutløpet, summen av væskestrømningshastigheten i væskeutløpet og gasstrømningshastigheten i gassutløpet og fluidtrykket ved eller nær separatoren; og
dynamiske styrevæske- og gasstrømningsventilene i væske- og gassutløpene for å redusere forskjellen mellom en eller flere av de valgte reguleringsvariabler og en valgt referanseverdi av den eller de valgte reguleringsvariabler.
Erfaringer med fremgangsmåten ifølge EP-B-767699 har vist at denne kjente fremgangsmåte vesentlig demper støtvis strømning i en flerfaset fluidstrøm, men at på grunn av væskepluggenes opprinnelse blir enkelte plugger under trykket mindre enn andre.
Fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen tar sikte på å tilveiebringe en fremgangsmåte for støtdempning og regulering som ytterligere regulerer støtstrømmen enn den kjente fremgangsmåte og som kan drives automatisk uten menneskelig intervensjon.
Fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen karakteriseres ved at den valgte styringsvariabel som brukes for å justere væske- og/eller gasstrømsventil endres automatisk fra tid til annen hvis en eller flere av styrevariablene når en bestemt verdi, hvor styringsvariabelen under normal drift er summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet og gasstrømshastigheten i gassutløpet og hvor styringsvariabelen endres til væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet hvis væskenivået (LUq) i separatoren eller væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet når en bestemt verdi og hvor den valgte styringsvariabelen endres tilbake igjen til summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet og gasstrømshastigheten i gassutløpet når væskenivået (LUq) i separatoren eller væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet er under den nevnte, forhåndsinnstilte verdi.
Fremgangsmåten og systemet ifølge oppfinnelsen kan dempe og styre væskestøt og gasstøt i flerfasede fluidstrømmer automatisk uten menneskelige innblanding. Væskeventilen under oppstart er stengt og gassventilen opereres slik at fluidtrykket ved eller nær inngangen av operasjonen holder seg noenlunde konstant. Når væskenivået i separatoren har nådd et forhåndsinnstilt nivå blir væskeventilen åpnet automatisk og dynamisk justert for å holde væskenivået til en forhåndsinnstilt verdi, mens gassventilen er justert dynamisk slik at blandingsstrømhastigheten holder seg rimelig konstant. Denne hybride, konstante væskenivå/konstante blandingsstrømshastighetsstyringsmodus forblir standardstyringsmodus til væskenivået i separatoren og/eller væskestrømmen i væskeutløpet når en bestemt terskelverdi, hvorved systemet automatisk styres slik at gassventilen midlertidig stenges og væskeventilen dynamisk justeres slik at væskestrømshastigheten i væskeutløpet holder seg rimelig konstant.
Så snart væskenivået i separatoren og/eller væskestrømshastigheten i væskeutløpet igjen er under den forhåndsinnstilte terskelverdi blir systemet automatisk ført tilbake til standard styringsmodus for den hybride, konstante væskenivå/konstante blandingsstrømshastighet.
Gass/væskeseparatoren beskrevet her kan ha en tilstrekkelig kapasitet for å bearbeide fluidstrømmen, idet separatoren da kan være den eneste separator i systemet. Alternativt kan separatoren være en miniseparator anbrakt oppstrøms i forhold til en væskefangerseparator. Miniseparatoren vil da utgjøre en primær separator og gassutløpet og væskeutløpet munner ut i væskefangerseparatoren som utgjør en sekundær separator.
Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i detalj under henvisning til eksempel på utførelse og vedføyde tegninger, hvor: fig. 1 viser skjematisk et flytlinjesystem for utførelse av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen;
fig. 2 viser skjematisk hvordan systemet virker i standardmodus; og
fig. 3 viser skjematisk hvordan systemet virker ved konstant væskestrøm og ingen gasstrøm.
Flytlinjesystemet på fig. 1 omfatter en olje- og/eller gassproduksjonsrørledning 1 som strekker seg på sjøbunnen 3 fra et brønnhode (ikke vist) i en olje- og/eller gassproduksjonsrørledning til offshore plattform 5, en oppadvendt, skråstilt rørledningsseksjon i form av et stigerør 7 forbundet til plattformen 5 og en gass-/væskeseparator 9 med et væskeutløpsledningsrør 13 og et gassutløpsledningsrør 14. Væskeutløpsledningsrøret 13 er forsynt med en reguleringsventil 15 for væskestrømmen og gassutløpsledningsrøret er forsynt med en reguleringsventil 16 for gasstrømmen. Ventilene 15, 16 kan være av passende type, for eksempel vortex-forsterker i Oil man, august 1987, ss. 82-85. En gasstrømsmåler 17 er tilveiebrakt i gassutløpsledningsrøret 14 og en væskestrømsmåler 19 er tilveiebrakt i væskeutløpsledningsrøret 13. Separatoren 9 er videre forsynt med en væskenivåmåler 25 og en trykkmåler 27. Et styresystem 30 er videre tilveiebrakt som opptar signaler fra gasstrømsmåleren 17, væskestrømsmåleren 19, væskenivåmålerne 25 og trykkmåleren 27, idet styresystemet 30 styrer ventilene 15, 16 avhengig av signalene som mottas av styresystemet 30. Væskeutløpsledningsrøret 13 og gassutløpsledningsrøret står i fluidforbindelse med det innvendige av en væskefangerseparator (ikke vist) anbrakt nedstrøms i forhold til separatoren 9. Væskefangerseparatoren er gjerne betydelig større enn separatoren 9.
Under oppstart av systemet er væskeventilen 15 stengt til væskenivået LUq i separatoren 9 når et valgt nivå, mens gassventilen 16 justeres dynamisk slik at trykket målt av trykkmåleren 27 holdes ved et valgt nivå.
Så snart væskenivået LLiq i separatoren 9 har nådd et valgt nivå blir systemet automatisk slått over til standard styrestillingen for den totale volumetriske strøm, vist på fig. 2.
I den totale volumetriske strømstilling vist på fig. 2, blir væskeventilen regulert for å holde et innstillingspunkt for væskenivået LLiq. I tillegg blir gassventilen 16 regulert for å holde et innstillingspunkt for en total, volumetrisk strøm Ql+Qg- Den aktuelle strømningshastighet QL og QGmåles gass- og væskestrømsmålerne 17, 19 i væske- og gassutløpene 14 og 13. Summen av utgangsstrømmen fra strømningsmålerne 17 og 19 er variabelen som skal reguleres. Innstillingspunktet for styreenheten 30 den totale volumetriske strøm gis av en trykkreguleringsenhet 30A i kombinasjon med algoritmene som avhenger av rørledningssystemet 1,7.
For plugger vil styreopplegget for den totale volumetriske strøm, vist på fig. 1, ikke virke optimal på grunn av at nivåstyreenheten 30C ikke er bundet av den totale volumetriske strøm. Det vil åpne væskeventilen 15 fullstendig for å holde væskenivået ved sitt innstillingspunkt. Følgelig blir væskestrømsstyringen vist på fig. 3 slått på når: (i) væskenivået LUq i separatoren når en terskelverdi, eller (ii) væskestrømshastigheten QL i væskeutløpet 13 når en terskelverdi. Terskelverdien for væskestrømshastigheten QL kan avhenge av eksterne faktorer, for eksempel væskenivået eller væskedreneringskapasiteten i første trinns separator. Denne terskelverdi kan også brukes som innstillingspunkt for væskestrømsreguleringsenheten 30C. Innstillingspunktet for den totale volumetriske strøm holder seg konstant under væskestrømsstyringen.
Væskestrømsstyringen hindrer akselerering av pluggen. Når væskenivået inne i separatoren 9 avtar og væskestrømshastigheten er under terskelverdien blir den totale, volumetriske styringsstillingen vist på fig. 2 slått på igjen. I denne stilling kan den komprimerte gassfase (bak pluggen) produseres uten gasstøt.
Claims (11)
1. Fremgangsmåte for å dempe og regulere væske- og gasstøt i en strøm av flerfaset fluid som strømmer fra en strømningsledning (1) inn i en gass-/væskeseparator (9) som har et væskeutløp (13) forsynt med en væskestrømsreguleringsventil (15) og et gassutløp (14) forsynt med en gassreguleringsventil (16), idet fremgangsmåten omfatter: måling av minst én styrevariabel valgt fra gruppen av væskenivået (LLiq) i separatoren (9), væskestrømshastighet (QL) i væskeutløpet (13), gasstrømshastighet (QG) i gassutløpet (14), summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet (13) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (14), og fluidtrykket (P) ved eller nær separatoren (9); justering av væske- og gasstrømsreguleringsventilene (15, 16) for å redusere en forskjell mellom en valgt styrevariabel (Ql+Qg, Ql, Qg, P>LLIq) og en forhåndsinnstilt referanseverdi for den valgte styrevariabel,karakterisert vedat fremgangsmåten videre omfatter endring av den valgte styrevariabel (Ql+Qg, Ql, Qg, P, Qliq) fra tid til annen automatisk, hvis en eller flere styrevariabler når en forhåndsinnstilt verdi, hvor den valgte styrevariabel under normal drift er summen (Qi+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet (13) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (14) og hvor den valgte styrevariabel endres i væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet (13) hvis væskenivået (LLiq) i separatoren (9), eller væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet (13) når en forhåndsinnstilt verdi og hvor styrevariabelen endres tilbake igjen til summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet (13) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (14) når væskenivåets (LLIQ) i separatoren (9) eller væskestrømshastighetene (Ql) i væskeutløpet (13) er under en forhåndsinnstilt verdi.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat væskestrømsregulerings-ventilen (15) under normal drift justeres slik at variasjoner i væskenivået (LLiq) i separatoren (9) minimeres og gasstrømsreguleringsventilen (16) justeres slik at variasjoner i summen av væske- og gasstrømshastighetene (Ql+Qg) i utløpene (13, 14) minimeres.
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,karakterisert vedat summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet (14) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (13), under normal drift, reguleres ved dynamisk justering av posisjonen av gasstrøms-hastighetens reguleringsventil (16) ved hjelp av en blandingsstrømsreguleringsenhet (30B) som er innstilt for å holde et totalt volummetrisk strømningsinnstillingspunkt og ved dynamisk å styre posisjonen av væskestrømshastighetens reguleringsventil (15) ved hjelp av en væskenivåstyreenhet (30C).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,karakterisert vedat hvis væskestrømshastig-heten (Ql) velges som styrevariabel, blir gasstrømsreguleringsventilen (16) vesentlig stengt og væskestrømsreguleringsventilen (15) dynamisk justert av en væskestrøms-styreenhet (30D) som er innstilt for å holde et innstillingspunkt for væskestrømmen.
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,karakterisert vedat hvis væskestrøms-hastigheten (QL) velges som styringsvariabel, blir gasstrømsreguleringsventilen (16) vesentlig stengt ved å stenge av eller strupe gasstrømsreguleringsventilen (16) til gass-trykket når et usikkert nivå hvor gasstrømsreguleringsventilen (16) virker som en trykkavlastningsventil.
6. Fremgangsmåte ifølge ett av de foregående krav,karakterisert vedat væskeventilen (15) under oppstart, blir stengt til væskenivået i separatoren (9) når et valgt nivå, mens gassventilen (16) justeres dynamisk slik at trykket målt av en trykkmåler (27) på separatoren (9), opprettholdes ved valgt nivå.
7. System for å dempe og regulere væskestøt i en strøm av flerfaset fluid som strømmer fra en strømningsledning (1) inn i en gass/væskeseparator eller væskefanger (9) med et væskeutløp (13) forsynt med en væskereguleringsventil (15) og et gassutløp (14) forsynt med en gassreguleringsventil (16), idet systemet omfatter et styresystem (30) for dynamisk å justere posisjonen av en gass- og væskereguleringsventiler (15, 16) som svar på målingen av minst én styrevariabel som velges for gruppen av væskenivået (LLiq) i separatoren (9), væskestrømshastigheten av (QL) i væskeutløpet (13), gasstrømshastig-heten (Qg) i gassutløpet (14) og summen væske- og gasstrømshastighetene (Ql+Qg) i utløpene (13, 14),karakterisert vedat styresystemet (30) fra tid til annen kan endre styrevariabelen (LLiq, Ql, Q<g>, Ql<+>Q<g>), som svar på til hvilken gass- og væskereguler-ingsventilene (15, 16) blir justert hvis en valgt styrevariabel har nådd en forhåndsinnstilt verdi, hvor styrevariabelen under normal drift er summen (Ql+Qg) av væskestrøms-hastigheten i væskeutløpet (13) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (14), og hvor styrevariabelen blir endret til væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet (13) hvis væskenivået (LLiq) i separatoren (9) og/eller væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet (13) når den forhåndsinnstilte verdi, og hvor styrevariabelen endres tilbake igjen til summen (Ql+Qg) av væskestrømshastigheten i væskeutløpet (13) og gasstrømshastigheten i gassutløpet (14) når væskenivået (LLiq) i separatoren (9) eller væskestrømshastigheten (Ql) i væskeutløpet (13) er under den nevnte forhåndsinnstilte verdi.
8. System ifølge krav 7,karakterisert vedat styresystemet (30) innstilles slik at væskestrømsreguleringsventilen (15) under normal drift justeres slik at variasjoner i væskenivået (LUq) i separatoren (9) minimeres, og gasstrømsreguleringsventilen (16) blir justert slik at variasjoner i summen av væske- og gasstrømshastigheter (Ql+Qg) i utløpene (13, 14) blir minimert, og hvor styresystemet (30) vesentlig stenger gasstrøms-reguleringsventilen (16), og væskestrømsreguleringsventilen (15) blir justert slik at variasjoner i væskestrømshastigheten (QL) i væskeutløpet (13) blir minimert hvis enten væskenivået (LLiq) i separatoren (9) når en terskelverdi, eller hvis væskestrømshastig-heten (QL) i væskeutløpet (13) når en terskelverdi.
9. System ifølge krav 7,karakterisert vedat strømningsledningen (1) danner del av et hydrokarbonfluidproduksjonssystem hvor en blanding av råolje, kondensat, vann og/eller naturgass blir produsert fra en eller flere hydrokarbonproduksjonsbrønner.
10. System ifølge krav 9,karakterisert vedat separatoren (9) er en primær-separator og hvor væske- og gassutløpene (13, 14) er fluidinnløpsledningsrør for en sekundær separator eller støtfanger som har et større volum enn primærseparatoren (9).
11. System ifølge krav 10,karakterisert vedat separatoren er montert på en off-shoreplattform (5), på sjøbunnen (3), på land, eller nede i en olje- og/eller gassproduk-sjonsbrønn.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP99203727 | 1999-11-08 | ||
| PCT/EP2000/011034 WO2001034940A2 (en) | 1999-11-08 | 2000-11-07 | Method and system for suppressing and controlling slug flow in a multi-phase fluid stream |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20022173D0 NO20022173D0 (no) | 2002-05-07 |
| NO20022173L NO20022173L (no) | 2002-07-04 |
| NO330631B1 true NO330631B1 (no) | 2011-05-30 |
Family
ID=8240841
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20022173A NO330631B1 (no) | 1999-11-08 | 2002-05-07 | Fremgangsmate og system for demping og regulering av stotvis stromming i et flerfasefluid |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6390114B1 (no) |
| EP (1) | EP1228289B1 (no) |
| CN (1) | CN1157550C (no) |
| AU (1) | AU763079B2 (no) |
| BR (1) | BR0015387A (no) |
| CA (1) | CA2389018C (no) |
| DE (1) | DE60014146T2 (no) |
| DK (1) | DK1228289T3 (no) |
| EA (1) | EA003655B1 (no) |
| MA (1) | MA25942A1 (no) |
| MY (1) | MY123548A (no) |
| NO (1) | NO330631B1 (no) |
| NZ (1) | NZ518568A (no) |
| WO (1) | WO2001034940A2 (no) |
Families Citing this family (66)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6716268B2 (en) * | 2000-01-17 | 2004-04-06 | Lattice Intellectual Property Ltd. | Slugging control |
| NO313677B1 (no) * | 2000-12-06 | 2005-10-24 | Abb Research Ltd | Slug kontrollering |
| CN1264076C (zh) * | 2001-04-05 | 2006-07-12 | 费希尔控制国际公司 | 带远方开关启动的控制设备测试系统 |
| US7621293B2 (en) * | 2001-04-05 | 2009-11-24 | Fisher Controls International Llc | Versatile emergency shutdown device controller implementing a pneumatic test for a system instrument device |
| US7637122B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-12-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of a gas and methods relating to same |
| US7594414B2 (en) * | 2001-05-04 | 2009-09-29 | Battelle Energy Alliance, Llc | Apparatus for the liquefaction of natural gas and methods relating to same |
| MY129058A (en) | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| GB0124613D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | System and method for separating fluids |
| NO316295B1 (no) | 2002-05-07 | 2004-01-05 | Agr Group As | Fremgangsmåte og anordning for fjerning av en hydratplugg |
| 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 |
| US20050205261A1 (en) * | 2004-03-19 | 2005-09-22 | Andersen David B | System and method for remediating pipeline blockage |
| FR2875260B1 (fr) * | 2004-09-13 | 2006-10-27 | Inst Francais Du Petrole | Systeme pour neutraliser la formation de bouchon de liquide dans une colonne montante |
| CN100414279C (zh) * | 2004-09-23 | 2008-08-27 | 上海电力学院 | 测量多相流压力的方法与装置 |
| WO2006067105A1 (en) * | 2004-12-21 | 2006-06-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method, system, controller and computer program product for controlling the flow of a multiphase fluid |
| 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 |
| NO324906B1 (no) * | 2005-05-10 | 2008-01-02 | Abb Research Ltd | Fremgangsmåte og system for forbedret regulering av strømningslinje |
| CN1297779C (zh) * | 2005-05-19 | 2007-01-31 | 西安交通大学 | 消除严重段塞流的阀门节流动态控制方法 |
| US8322430B2 (en) * | 2005-06-03 | 2012-12-04 | Shell Oil Company | Pipes, systems, and methods for transporting fluids |
| GB2429797B (en) * | 2005-08-31 | 2010-09-08 | Genesis Oil And Gas Consultant | Pipeline control system |
| WO2007060228A1 (en) * | 2005-11-28 | 2007-05-31 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | A method for receiving fluid from a natural gas pipeline |
| US8517693B2 (en) | 2005-12-23 | 2013-08-27 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-compressor string with multiple variable speed fluid drives |
| NO327866B1 (no) | 2006-03-09 | 2009-10-12 | Abb Research Ltd | En fremgangsmåte for styring og/eller overvåking |
| US20100036537A1 (en) * | 2006-09-15 | 2010-02-11 | Abb As | Method for production optimization in an oil and/or gas production system |
| BRPI0811528B1 (pt) * | 2007-05-16 | 2018-08-28 | Statoil Asa | método para controle de líquidos em tubulações de fluido multifase |
| US8555672B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
| US8899074B2 (en) | 2009-10-22 | 2014-12-02 | Battelle Energy Alliance, Llc | Methods of natural gas liquefaction and natural gas liquefaction plants utilizing multiple and varying gas streams |
| US8061413B2 (en) | 2007-09-13 | 2011-11-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchangers comprising at least one porous member positioned within a casing |
| US9254448B2 (en) | 2007-09-13 | 2016-02-09 | Battelle Energy Alliance, Llc | Sublimation systems and associated methods |
| US9217603B2 (en) | 2007-09-13 | 2015-12-22 | Battelle Energy Alliance, Llc | Heat exchanger and related methods |
| US9574713B2 (en) | 2007-09-13 | 2017-02-21 | Battelle Energy Alliance, Llc | Vaporization chambers and associated methods |
| EP2128380A1 (en) * | 2008-05-02 | 2009-12-02 | BP Exploration Operating Company Limited | Slug mitigation |
| US20100011875A1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-21 | General Electric Company | System and method to minimize impact of slug events |
| US20100011876A1 (en) * | 2008-07-16 | 2010-01-21 | General Electric Company | Control system and method to detect and minimize impact of slug events |
| US20100147391A1 (en) * | 2008-12-12 | 2010-06-17 | Chevron U.S.A. Inc | Apparatus and method for controlling a fluid flowing through a pipeline |
| MX2011006017A (es) * | 2008-12-17 | 2011-06-28 | Fluor Tech Corp | Configuraciones y metodos para el control de produccion submarina mejorados. |
| BR112012004565A2 (pt) | 2009-09-01 | 2019-09-24 | Ngltech Sdn Bhd | "aparelho supressor de lama pesada e conjunto de estabilização de óleo cru e processo para tal" |
| IT1396435B1 (it) * | 2009-11-16 | 2012-11-23 | Eni Spa | Procedimento di separazione di una corrente multifise che scorre lungo una condotta mediante giunto a t. |
| US20120224980A1 (en) * | 2009-11-25 | 2012-09-06 | Uptigrove Stanley O | Centrifugal wet gas compression or expansion with a slug suppressor and/or atomizer |
| CN102182927A (zh) * | 2011-03-02 | 2011-09-14 | 中国海洋石油总公司 | 消除集输-立管装置段塞流的调节装置 |
| CN102410391B (zh) * | 2011-08-01 | 2013-07-10 | 西安交通大学 | 消除集输-立管系统严重段塞流的实时节流装置及方法 |
| US9080111B1 (en) | 2011-10-27 | 2015-07-14 | Magellan Midstream Partners, L.P. | System and method for adding blend stocks to gasoline or other fuel stocks |
| US8932607B2 (en) | 2012-03-12 | 2015-01-13 | Crucell Holland B.V. | Batches of recombinant adenovirus with altered terminal ends |
| US8967271B2 (en) | 2012-06-07 | 2015-03-03 | Kellogg Brown & Root Llc | Subsea overpressure relief device |
| US10655911B2 (en) | 2012-06-20 | 2020-05-19 | Battelle Energy Alliance, Llc | Natural gas liquefaction employing independent refrigerant path |
| CN103195394B (zh) * | 2013-04-15 | 2014-05-07 | 中国石油大学(华东) | 增加避台风期间海洋钻井安全作业周期的方法 |
| US9453167B2 (en) * | 2013-08-30 | 2016-09-27 | Uop Llc | Methods and apparatuses for processing hydrocarbon streams containing organic nitrogen species |
| RU2554686C2 (ru) * | 2013-10-18 | 2015-06-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ повышения точности измерений расхода многофазной смеси в трубопроводе |
| GB2521374A (en) * | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Drilling system and method of operating a drilling system |
| GB2521373A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Apparatus and method for degassing drilling fluid |
| CN106103885A (zh) * | 2014-03-17 | 2016-11-09 | 国际壳牌研究有限公司 | 长距气体冷凝物生产系统 |
| AU2014410146B2 (en) | 2014-10-31 | 2018-07-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | A multiphase separation system |
| NL2013793B1 (en) * | 2014-11-13 | 2016-10-07 | Advanced Tech & Innovations B V | A continuous through-flow settling vessel, and a method of adaptive separation of a mixture from gas and/or oil exploration. |
| US20160168972A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Mitigating hydrate formation during a shutdown of a deep water fpso |
| EP3277921B1 (en) * | 2015-04-01 | 2019-09-25 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid driven commingling system for oil and gas applications |
| US9982846B2 (en) * | 2015-04-23 | 2018-05-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for controlling hydrodynamic slugging in a fluid processing system |
| CN104850158B (zh) * | 2015-05-25 | 2017-02-01 | 中国海洋石油总公司 | 一种用于气液分离器的液位‑压力联动控制方法 |
| WO2017025101A1 (en) * | 2015-08-10 | 2017-02-16 | National Oilwell Varco Denmark I/S | A slug catcher |
| US10159167B2 (en) * | 2015-09-16 | 2018-12-18 | Rack Cooling Technologies LLC | Cooling apparatus with a control system for cooling microprocessor based equipment |
| US20170159394A1 (en) * | 2015-12-02 | 2017-06-08 | Hydril USA Distribution LLC | Proportional Electrohydraulic Servo Valve Closed Loop Feedback Control of Pressure Reducing and Relieving Hydraulic Circuit |
| EP3655623A1 (en) * | 2017-07-19 | 2020-05-27 | Services Pétroliers Schlumberger | Slug flow initiation in fluid flow models |
| EP3655626B1 (en) | 2017-07-21 | 2024-01-17 | Forum US, Inc. | Apparatus and method for regulating flow from a geological formation |
| CN109458561B (zh) | 2018-10-26 | 2023-07-07 | 西安交通大学 | 油气集输立管系统有害流型的预警方法、控制方法及系统 |
| CN109372078A (zh) * | 2018-10-30 | 2019-02-22 | 武汉圣禹排水系统有限公司 | 一种分流井的流量控制方法及控制系统 |
| CN109114433A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-01-01 | 官天日 | 双腔液体往复驱动多相流混输方法及其装置 |
| US11008848B1 (en) | 2019-11-08 | 2021-05-18 | Forum Us, Inc. | Apparatus and methods for regulating flow from a geological formation |
| US11639656B1 (en) * | 2022-08-19 | 2023-05-02 | Total Gas Resource Recovery, Llc | Natural gas capture from a well stream |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| JPS63274408A (ja) * | 1987-05-07 | 1988-11-11 | Mitsubishi Heavy Ind Ltd | セパレ−タ制御装置 |
| GB8917026D0 (en) * | 1989-07-25 | 1989-09-13 | Shell Int Research | Method and apparatus for preventing slug growth in a pipeline |
| EP0549440B1 (fr) * | 1991-12-27 | 1996-10-16 | Institut Français du Pétrole | Procédé d'optimisation d'un dispositif de régulation et d'amortissement d'un écoulement polyphasique et dispositif obtenu par le procédé |
| US5256171A (en) * | 1992-09-08 | 1993-10-26 | Atlantic Richfield Company | Slug flow mitigtion for production well fluid gathering system |
| FR2699986B1 (fr) * | 1992-12-29 | 1995-02-24 | Inst Francais Du Petrole | Dispositif et méthode permettant de transférer dans une seule conduite un effluent de type polyphasique. |
| US5544672A (en) * | 1993-10-20 | 1996-08-13 | Atlantic Richfield Company | Slug flow mitigation control system and method |
| MY115439A (en) * | 1994-06-28 | 2003-06-30 | Shell Int Research | Suppression of slug flow in a multi-phase fluid stream |
| FR2722587B1 (fr) * | 1994-07-13 | 1996-08-30 | Inst Francais Du Petrole | Ballon regulateur pour effluents poloyphasiques etmoyens de prelevements associes |
-
2000
- 2000-11-06 MY MYPI20005195A patent/MY123548A/en unknown
- 2000-11-07 BR BR0015387-7A patent/BR0015387A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-11-07 DK DK00993044T patent/DK1228289T3/da active
- 2000-11-07 NZ NZ518568A patent/NZ518568A/en not_active IP Right Cessation
- 2000-11-07 EA EA200200542A patent/EA003655B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-11-07 CA CA002389018A patent/CA2389018C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-11-07 AU AU28359/01A patent/AU763079B2/en not_active Ceased
- 2000-11-07 CN CNB008151598A patent/CN1157550C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-11-07 WO PCT/EP2000/011034 patent/WO2001034940A2/en active IP Right Grant
- 2000-11-07 DE DE60014146T patent/DE60014146T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-07 EP EP00993044A patent/EP1228289B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-11-08 US US09/708,321 patent/US6390114B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-04-23 MA MA26616A patent/MA25942A1/fr unknown
- 2002-05-07 NO NO20022173A patent/NO330631B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US6390114B1 (en) | 2002-05-21 |
| EA200200542A1 (ru) | 2002-10-31 |
| NO20022173D0 (no) | 2002-05-07 |
| MA25942A1 (fr) | 2003-12-31 |
| CA2389018C (en) | 2009-05-05 |
| NZ518568A (en) | 2003-09-26 |
| NO20022173L (no) | 2002-07-04 |
| BR0015387A (pt) | 2002-07-09 |
| WO2001034940A2 (en) | 2001-05-17 |
| AU763079B2 (en) | 2003-07-10 |
| EA003655B1 (ru) | 2003-08-28 |
| CA2389018A1 (en) | 2001-05-17 |
| DE60014146T2 (de) | 2005-10-13 |
| EP1228289B1 (en) | 2004-09-22 |
| MY123548A (en) | 2006-05-31 |
| CN1157550C (zh) | 2004-07-14 |
| EP1228289A2 (en) | 2002-08-07 |
| DE60014146D1 (de) | 2004-10-28 |
| AU2835901A (en) | 2001-06-06 |
| WO2001034940A3 (en) | 2002-01-10 |
| DK1228289T3 (da) | 2004-11-08 |
| CN1387617A (zh) | 2002-12-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO330631B1 (no) | Fremgangsmate og system for demping og regulering av stotvis stromming i et flerfasefluid | |
| NO320427B1 (no) | Et system og fremgangsmate for a forutsi og handtere vaeske- eller gassplugger i et rorledningssystem | |
| RU2456437C2 (ru) | Способ и система для управления потоками в скважине | |
| AU2005318240B2 (en) | Method, system, controller and computer program product for controlling the flow of a multiphase fluid | |
| NO20110309A1 (no) | Fremgangsmate og system for undervannsbehandling av flerfasebronnavlopsvannsportkanaler | |
| US6468335B1 (en) | Device for separating a mixture of fluids | |
| NO326460B1 (no) | Innretning for optimalisering av produksjonen av flerfasefluid | |
| MXPA01012512A (es) | Control de presion y deteccion de problemas de control en el tubo de subida de extraccion por gas durante la perforacion de pozos marinos. | |
| NO334667B1 (no) | Kontroll av strøm av flerfasefluid fra en brønn | |
| EA018454B1 (ru) | Способ управления жидкостью в трубопроводах многофазной текучей среды | |
| CA2479884A1 (en) | Method and device for separating a mixture of fluids | |
| NO303358B1 (no) | FremgangsmÕte for regulering av produksjonen av en oljebr÷nn | |
| NO177204B (no) | Fremgangsmåte og et system for å hindre pluggdannelse i et rörledningssystem | |
| NO314750B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å hindre vekst av v¶skeplugger i en ström av flerfasefluid | |
| US5507955A (en) | Method of operating hydrocyclone systems by adding water to maintain flow rates | |
| EP0238535B1 (en) | Slug-catcher that can be pigged | |
| GB2276675A (en) | Control of gas-lift wells | |
| NO319645B1 (no) | Styresystem og sammenstilling for automatisert stromningsstabilisering, forseparasjon av gass fra vaeske og forhindring av gassgjennomslag for en fluidstrom fra en rorledning for hvilken vaeske er den dominerende fase | |
| NO320414B1 (no) | Undervanns flerfaserorledning | |
| NO177556B (no) | Anordning for regulering og redusering av en flerfaseström, samt dens anvendelse | |
| KR20170076326A (ko) | 선박의 슬러그 제어 방법 및 슬러그 제어 시스템 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |