NO334554B1 - Submarine compression system for pressure increase of well flow - Google Patents
Submarine compression system for pressure increase of well flow Download PDFInfo
- Publication number
- NO334554B1 NO334554B1 NO20110801A NO20110801A NO334554B1 NO 334554 B1 NO334554 B1 NO 334554B1 NO 20110801 A NO20110801 A NO 20110801A NO 20110801 A NO20110801 A NO 20110801A NO 334554 B1 NO334554 B1 NO 334554B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pump
- compressor
- rotor
- compression station
- station according
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 title claims abstract description 43
- 238000007906 compression Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 21
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 5
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 5
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000004907 flux Effects 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/086—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use the pump and drive motor are both submerged
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/021—Units comprising pumps and their driving means containing a coupling
- F04D13/022—Units comprising pumps and their driving means containing a coupling a coupling allowing slip, e.g. torque converter
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D31/00—Pumping liquids and elastic fluids at the same time
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
En undersjøisk kompresjonsstasjon er beskrevet, som omfatter en separator (3), en kompressor (1) og en pumpe (2), der kompressoren brukes til komprimering og utløp av gass separert fra en brønnstrøm som blir ført inn i separatoren, og der pumpen brukes til å pumpe væske som er separert fra brønnstrømmen, og som i tillegg omfatter en elektrisk motor (4) som er koblet til å drive en kompressorrotor som har en kompressorrotoraksel (7). Kompressorrotorakselen (7) kan forbindes med en pumperotor (11) via en hastighetsreduksjonsinnretning (8) og sette pumperotoren i samrotasjon med kompressorrotoren ved redusert hastighet.A submarine compression station is disclosed which comprises a separator (3), a compressor (1) and a pump (2), wherein the compressor is used for compression and discharge of gas separated from a well stream fed into the separator and where the pump is used. for pumping liquid separated from the well stream, which further comprises an electric motor (4) coupled to drive a compressor rotor having a compressor rotor shaft (7). The compressor rotor shaft (7) can be connected to a pump rotor (11) via a speed reducer (8) and co-rotate the pump rotor with the compressor rotor at reduced speed.
Description
Undersjøisk kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm Teknisk område for oppfinnelsen Subsea compression system for pressure increase of well stream Technical area of the invention
Foreliggende oppfinnelse vedrører et kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm ved komprimering av gass og pumping av væske i undersjøisk hydrokarbonproduksjon. Nærmere bestemt vedrører foreliggende oppfinnelse innretninger på en kompress-ors tas jon som utgjør en del av et undersjøisk kompresjonssystem. The present invention relates to a compression system for increasing the pressure of well flow by compressing gas and pumping liquid in underwater hydrocarbon production. More specifically, the present invention relates to devices on a compressor station which forms part of an underwater compression system.
Bakgrunn og kjent teknikk Background and known technique
Offshore produksjon av gass involverer installasjoner på hav-bunnen som er styrt og forsynt med kraft fra en landbasert eller offshorebasert terminal eller vertsfasilitet. Brønnfluid blir transportert via rørledninger fra et undersjøisk produksjonssystem til mottaksterminalen for så å bli prosessert videre før produktene blir levert til markedet. I de første produksjonsfasene er fluidreservoartrykket vanligvis til-strekkelig til å transportere hydrokarbonfluidene gjennom rørledningen. Senere i produksjonen, eller i tilfeller med svært lang avstand mellom brønnfluidreservoar og mottaksterminal, kan det være nødvendig å øke fluidtrykk og fluid-strømning i en eller flere kompresjonsstasjoner langs rørled-ningen for å opprettholde strømningshastighet og produksjons-nivå . Offshore production of gas involves installations on the seabed that are controlled and supplied with power from an onshore or offshore terminal or host facility. Well fluid is transported via pipelines from a subsea production system to the receiving terminal to be further processed before the products are delivered to the market. In the first production phases, the fluid reservoir pressure is usually sufficient to transport the hydrocarbon fluids through the pipeline. Later in production, or in cases with a very long distance between well fluid reservoir and receiving terminal, it may be necessary to increase fluid pressure and fluid flow in one or more compression stations along the pipeline to maintain flow rate and production level.
Kompressorer som brukes i undersjøiske kompresjonsstasjoner er tilpasset for å prosessere våtgass som inneholder en viss andel væske. En større slik andel vil kreve væskepumper. I kompresjonsstasjonen kommer brønnfluid som inneholder gass og væske inn i en separator eller scrubber, der væske blir skilt fra brønnstrømmen og ført til pumpen, og gir derved forutsigbare operasjonspunkter både for kompressoren og pumpen i forhold til andel væskevolum. Pumpen blir kjørt for å pumpe væsken ned-strøms, typisk ved å injisere væsken inn i den komprimerte gassen som løper ut fra kompressoren, slik at re-mikset multifase brønnfluid forlater kompresjonsstasjonen med et forhøyet trykknivå og strømning. Ikke desto mindre kan den undersjøiske kompresjonsstasjonen valgfritt være innrettet for utløp av trykkøket gass- og væskestrømmer via separate eksportrørled-ninger. Compressors used in subsea compression stations are adapted to process wet gas containing a certain proportion of liquid. A larger such proportion will require liquid pumps. In the compression station, well fluid containing gas and liquid enters a separator or scrubber, where liquid is separated from the well stream and led to the pump, thereby providing predictable operating points for both the compressor and the pump in relation to the proportion of liquid volume. The pump is driven to pump the fluid downstream, typically by injecting the fluid into the compressed gas exiting the compressor, so that the remixed multiphase well fluid leaves the compression station at an elevated pressure level and flow. Nevertheless, the submarine compression station can optionally be arranged for the discharge of pressurized gas and liquid flows via separate export pipelines.
Vanligvis blir hver kompressor og pumpe drevet av en dedikert elektrisk motor som hver får tilført drivkraft og styrestrøm via en navlestreng (umbilical) som forbinder kompresjons-stas jonen med dens vertsfasilitet. Hver kompressor- eller pumpemotor i kompresjonsstasjonen krever et individuelt oppsett av kraft- og reguleringsutstyr for variabel hastighetsreguler-ing, slik som undersjøisk koblingsanlegg, våtkoblede elektriske konnektorer, høyspent elektriske kabelbroer og elektriske reguleringssystemkomponenter, kretser for avkjøling og smøring, inkludert ventiler og strømnings- eller trykkregulering, osv. Typically, each compressor and pump is driven by a dedicated electric motor, each of which receives drive and control current via an umbilical connecting the compression station to its host facility. Each compressor or pump motor in the compression station requires an individual set-up of power and control equipment for variable speed control, such as subsea switchgear, wet-bonded electrical connectors, high-voltage electrical cable bridges and electrical control system components, cooling and lubrication circuits, including valves and flow or pressure regulation, etc.
Sammenfatning av oppfinnelsen Summary of the Invention
Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å redusere antall av komponenter som kreves i en undersjøisk kompresjonsstasjon konfigurert for trykkøkning av en brønnstrøm som inneholder gass og væske. The present invention aims to reduce the number of components required in a subsea compression station configured for pressure increase of a well stream containing gas and liquid.
Målet blir oppnådd ved en undersjøisk kompresjonsstasjon som omfatter en separator, en kompressor og en pumpe, idet kompressoren brukes til komprimering og utløp av gass som er separert fra en brønnstrøm som ledes inn i separatoren, og pumpen brukes til å pumpe væske som er separert fra brønn-strømmen. En elektrisk motor er driftsmessig koblet til en kompressorrotor som har en kompressorrotoraksel, idet kompressorrotorakselen kan kobles til en pumperotor via en hastighetsreduksjonsinnretning som bringer pumperotoren i samrotasjon med kompressorrotoren ved redusert hastighet. The objective is achieved by a subsea compression station comprising a separator, a compressor and a pump, the compressor being used for compression and discharge of gas separated from a well stream which is led into the separator, and the pump being used to pump liquid separated from the well stream. An electric motor is operationally connected to a compressor rotor which has a compressor rotor shaft, as the compressor rotor shaft can be connected to a pump rotor via a speed reduction device which brings the pump rotor into co-rotation with the compressor rotor at reduced speed.
Derved kan den dedikerte pumpemotoren og tilknyttede komponenter slik som kraftforsyningskomponenter, driftsstyring, smøring og avkjølingskomponenter osv. unnværes, noe som reduserer kostnader og kompleksitet ved kompresjonsstasjonen betraktelig. Thereby, the dedicated pump motor and associated components such as power supply components, operational control, lubrication and cooling components etc. can be dispensed with, which significantly reduces costs and complexity of the compression station.
Hastighetsreduksjonsinnretningen kan være utført på alternative måter. Et hastighetsreduksjonsforhold på om lag 4-5:1 kan antas som passende for de fleste undersjøiske kompressor/pumpe-kombinasjoner. The speed reduction device can be designed in alternative ways. A speed reduction ratio of about 4-5:1 can be assumed to be suitable for most subsea compressor/pump combinations.
For eksempel kan en mekanisk clutch og en gir-reduksjon bli brukt som koblings- og hastighetsreduksjonsinnretning. En mekanisk clutchkobling ville imidlertid kreve lavere fart på drivmotor og kompressor for å kunne koble pumperotoren med kompressorrotoren som roterer med betydelig høyere hastighet enn pumperotoren under normale driftsforhold. For example, a mechanical clutch and a gear reduction can be used as a coupling and speed reduction device. A mechanical clutch coupling would, however, require a lower speed of the drive motor and compressor to be able to connect the pump rotor with the compressor rotor, which rotates at a significantly higher speed than the pump rotor under normal operating conditions.
For å sikre jevn akselerasjon av pumpen er det foretrukket å koble pumperotoren med kompressorrotorakselen via en hydrodynamisk momentomformer med variabel hastighet, eller alternativt via en elektrisk hysteresedrevet clutch, idet begge alternativer gir momentoverføring uten fysisk kontakt mellom den drivende kompressorrotorakselen og den drevne pumperotoren. To ensure smooth acceleration of the pump, it is preferred to connect the pump rotor with the compressor rotor shaft via a hydrodynamic torque converter with variable speed, or alternatively via an electric hysteresis-driven clutch, as both options provide torque transmission without physical contact between the driving compressor rotor shaft and the driven pump rotor.
I én foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse er kompressorrotorakselen fast forbundet med en kapsling med en fyllingsregulert hydrodynamisk momentomformer, og pumperotoren er fast koblet til en turbin i den fyllingsregulerte momentomformeren. In one preferred embodiment of the present invention, the compressor rotor shaft is permanently connected to an enclosure with a fill-regulated hydrodynamic torque converter, and the pump rotor is permanently connected to a turbine in the fill-regulated torque converter.
I en annen foretrukket utførelse er kompressorrotorakselen fast forbundet med et skovlhjul (impeller) på en hydrodynamisk momentomformer med variabel skovl, og pumperotoren er fast forbundet med en turbin på momentomformeren med variabel skovl. In another preferred embodiment, the compressor rotor shaft is fixedly connected to a vane wheel (impeller) on a variable vane hydrodynamic torque converter, and the pump rotor is fixedly connected to a turbine on the variable vane torque converter.
I enda en annen foretrukket utførelse er kompressorrotorakselen fast forbundet med en rotor på en elektrisk hysteresedrevet clutch, og pumperotoren er fast forbundet med en hystereseskive på den elektriske clutchen. In yet another preferred embodiment, the compressor rotor shaft is fixedly connected to a rotor on an electric hysteresis driven clutch, and the pump rotor is fixedly connected to a hysteresis disc on the electric clutch.
Foreliggende oppfinnelse fremskaffer dermed et konsept med felles drift og individuell styring, idet justerbart dreiemoment kan bli overført uten fysisk kontakt fra en kompressormotor til en pumperotor i en undersjøisk kompresjonsstasjon, og sette pumperotoren i samrotasjon med kompressorrotoren ved redusert hastighet. Tilkobling og frakobling av pumpen kan utføres etter behov i forhold til væskeinnhold i den tilførte brønnstrømmen, enten ved å regulere fyllingen av en fyllingsregulert hydrodynamisk kobling eller ved å justere angrepsvinkelen for skovlene i en hydrodynamisk kobling med variable skovle, eller ved å regulere elektrisk kraft tilført til en elektromagnet i en elektrisk hysteresedrevet clutch. The present invention thus provides a concept of joint operation and individual control, as adjustable torque can be transferred without physical contact from a compressor motor to a pump rotor in a submarine compression station, and set the pump rotor in co-rotation with the compressor rotor at reduced speed. Connection and disconnection of the pump can be carried out as required in relation to the liquid content of the supplied well stream, either by regulating the filling of a fill-regulated hydrodynamic coupling or by adjusting the angle of attack of the vanes in a hydrodynamic coupling with variable vanes, or by regulating electric power supplied to an electromagnet in an electric hysteresis driven clutch.
Foreliggende oppfinnelse kan med fordel anvendes på en under-sjøisk kompresjonsstasjon der en sentrifuga1kompressor for våtgass og en fortrengningspumpe for væske har felles drift og er individuelt styrt. The present invention can be advantageously applied to an undersea compression station where a centrifugal compressor for wet gas and a displacement pump for liquid have joint operation and are individually controlled.
Ytterligere fordeler, fordelaktige egenskaper og utførelser av oppfinnelsen vil fremgå av de avhengige patentkravene og av følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelser. Further advantages, advantageous features and embodiments of the invention will be apparent from the dependent patent claims and from the following detailed description of preferred embodiments.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene Brief description of the drawing figures
Oppfinnelsen vil bli nærmere forklart nedenfor med henvisning til de vedlagte skjematiske tegningsfigurene. Tegningsfigurene viser som følger: Figur 1 er et diagram som skjematisk illustrerer oppstillingen ved en undersjøisk kompresjonsstasjon i kjent teknikk; Figur 2 er et diagram tilsvarende figur 1, som illustrerer oppstillingen ved en undersjøisk kompresjonsstasjon i henhold til foreliggende oppfinnelse; Figur 3 er et tverrsnitt som viser én foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse; Figur 4 er et tilsvarende tverrsnitt som viser en annen foretrukket utførelse; Figur 5 er et tverrsnitt som viser enda en annen foretrukket utførelse, og Figur 6 er et forenklet diagram som viser en implementering av foreliggende oppfinnelse. The invention will be explained in more detail below with reference to the attached schematic drawings. The drawing figures show as follows: Figure 1 is a diagram which schematically illustrates the set-up at an undersea compression station in known technique; Figure 2 is a diagram corresponding to Figure 1, which illustrates the set-up at a submarine compression station according to the present invention; Figure 3 is a cross-section showing one preferred embodiment of the present invention; Figure 4 is a corresponding cross-section showing another preferred embodiment; Figure 5 is a cross-section showing yet another preferred embodiment, and Figure 6 is a simplified diagram showing an implementation of the present invention.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelser Detailed description of preferred designs
En oversikt over hovedmodulene og delene i en undersjøisk kompresjonsstasjon for trykkøkning av brønnstrøm er vist skjematisk på diagrammet på figur 1. Kompresjonsstasjonen mottar tofase eller multifase brønnfluid fra minst ett under-sjøisk produksjonssystem, og fører trykkøket brønnfluid inn i én eller flere eksportrørledninger for videretransport til en mottaksterminal. Kompresjonsstasjonen omfatter en kompressor-modul inkludert en eller flere kompressorer 1, en pumpemodul inkludert minst én pumpe 2, og en separator/scrubber-modul inkludert en separator 3. Separatoren 3 er konstruert for væske/gass-separasjon og kan i tillegg være strukturert for å løse opp væskeplugger, for hydratprevensjon og for utskilling av fasta partikler som følger med i brønnstrømmen, for gass-vasking osv., slik at i hovedsak komprimerbar gass (våtgass) blir levert til kompressorinntaket. Kompressoren(e) 1 er konstruert for å øke trykket i gassen og levere gassen under forhøyet trykk inn i eksportrørledningen. Pumpen(e) 2 er konstruert for å injisere overskuddet av væske, under forhøyet trykk, til gasstrømmen som kommer ut fra kompressoren. An overview of the main modules and parts in a subsea compression station for pressurizing well flow is shown schematically in the diagram in Figure 1. The compression station receives two-phase or multiphase well fluid from at least one subsea production system, and leads the pressurized well fluid into one or more export pipelines for onward transport to a receiving terminal. The compression station comprises a compressor module including one or more compressors 1, a pump module including at least one pump 2, and a separator/scrubber module including a separator 3. The separator 3 is designed for liquid/gas separation and can additionally be structured for to dissolve liquid plugs, for hydrate prevention and for separation of solid particles that are included in the well flow, for gas washing, etc., so that mainly compressible gas (wet gas) is delivered to the compressor inlet. The compressor(s) 1 is designed to increase the pressure in the gas and deliver the gas under elevated pressure into the export pipeline. The pump(s) 2 are designed to inject the excess of liquid, under elevated pressure, into the gas stream coming out of the compressor.
Høyspent kraft og lavspent kraft, hydraulikk, regulerings- og hjelpeutstyr blir tilført fra vertsfasiliteten via en navlestreng (umbilical) koblet til den undersjøiske kompresjonsstasjonen. Kraft til hjelpeutstyr og regulering blir distri-buert til forbrukerne på den undersjøiske kompresjonsstasjonen via transformatorer, høyspenningskabler og våtkoblede elektriske konnektorer, koblingsanlegg, elektriske kabelbroer, skillebrytermoduler osv. Fordi kompressor(er) og pump(er) er drevet individuelt av dedikerte elektriske motorer, henholdsvis 4 og 5, med variabel hastighet (Variable Speed Drive - VSD), må hjelpeutstyr og utstyr for kraftregulering installeres individuelt for hver motor. På tegningsfigurene er det dedikerte hjelpe- og kraftreguleringsutstyret skjematisk representert med VSD-blokker 6. High-voltage power and low-voltage power, hydraulics, control and auxiliary equipment are supplied from the host facility via an umbilical connected to the subsea compression station. Power for auxiliary equipment and regulation is distributed to consumers at the subsea compression station via transformers, high-voltage cables and wet-bonded electrical connectors, switchgear, electrical cable bridges, disconnect switch modules, etc. Because compressor(s) and pump(s) are driven individually by dedicated electric motors, 4 and 5, respectively, with variable speed (Variable Speed Drive - VSD), auxiliary equipment and equipment for power regulation must be installed individually for each engine. In the drawings, the dedicated auxiliary and power regulation equipment is represented schematically with VSD blocks 6.
I tillegg krever hver motor separate fleksible koblinger, anordninger for føring og landing, samt ventiler og fluid-ledninger for kjøling, smøring og barrieretrykk, på den under-sjøiske kompresjonsstasjonen. In addition, each engine requires separate flexible couplings, guidance and landing devices, as well as valves and fluid lines for cooling, lubrication and barrier pressure, at the subsea compression station.
Figur 2 viser en oversikt over en undersjøisk kompresjonsstasjon som er innrettet for utnyttelse av foreliggende oppfinnelse. En vesentlig forskjell ved arkitekturen på figur 2 er det betydelig reduserte antallet VSD-blokker 6, som kan være redusert med 50 % takket være driften av pumpen(e) 2 med kompressormotoren(e) 4 via kompressorrotorakselen 7 og en innkoblet hastighetsreduksjonsinnretning 8 som tjener til å bringe pumperotoren i samrotasjon med kompressorrotoren ved redusert hastighet. Figure 2 shows an overview of a submarine compression station which is arranged for the use of the present invention. A significant difference in the architecture of figure 2 is the significantly reduced number of VSD blocks 6, which can be reduced by 50% thanks to the operation of the pump(s) 2 with the compressor motor(s) 4 via the compressor rotor shaft 7 and an engaged speed reduction device 8 which serves to bring the pump rotor into co-rotation with the compressor rotor at reduced speed.
Reduksjonen av antall komponenter som er påkrevd i den under-sjøiske kompresjonsstasjonen gjelder selvsagt alle komponenter som ellers ville vært involvert i drift av den utelatte motoren. The reduction in the number of components required in the subsea compression station obviously applies to all components that would otherwise be involved in the operation of the omitted engine.
Figur 3 illustrerer en første foretrukket utførelse av oppfinnelsen og er basert på en hastighetsreduksjonsinnretning i form av en hydrodynamisk momentomformer 9 med variabel hastighet. Figure 3 illustrates a first preferred embodiment of the invention and is based on a speed reduction device in the form of a hydrodynamic torque converter 9 with variable speed.
I utførelsen på figur 3 er kompressorrotorakselen 7 fast forbundet med en kapsling 10 for en fyllingsregulert hydrodynamisk momentomformer, og pumperotoren 11 er fast forbundet med turbinen 12 i den fyllingsregulerte hydrodynamiske momentomformeren. Størrelsen på dreiemoment og utgangshastighet som blir overført fra kompressorrotorakselen til pumperotoren, er avhengig av fyllingsnivået av hydraulikk-fluid i kapslingen, idet dette kan bli regulert og endret under drift. For en sakte start av pumpen kan akselerasjonen av pumperotoren bli regulert ved hastigheten som kapslingen blir fylt med, og passende hastighetsreduksjon blir oppnådd ved et tilsvarende fyllingsnivå i kapslingen. In the embodiment in Figure 3, the compressor rotor shaft 7 is permanently connected to a housing 10 for a fill-regulated hydrodynamic torque converter, and the pump rotor 11 is permanently connected to the turbine 12 in the fill-regulated hydrodynamic torque converter. The amount of torque and output speed that is transferred from the compressor rotor shaft to the pump rotor depends on the filling level of hydraulic fluid in the casing, as this can be regulated and changed during operation. For a slow start of the pump, the acceleration of the pump rotor can be regulated by the rate at which the casing is filled, and suitable speed reduction is achieved at a corresponding filling level in the casing.
Alternativt, som illustrert på figur 4, kan kompressorrotorakselen 7 være fast forbundet med et skovlhjul 13 på en hydrodynamisk momentomformer med variabel skovl 14, mens pumperotoren 11 er fast forbundet med turbinen 15 i momentomformeren med variabel skovl. Størrelsen på dreiemoment og utgangshastighet som blir overført fra kompressorrotorakselen til pumperotoren er avhengig av angrepsvinkelen hos ledeskovlene 16 som er innrettet innstillbare på en stator 17 som omslutter skovlhjulet, og kan bli regulert og endret under drift ved aktivering av en mekanisme 18 festet på statoren for å endre skovlvinkelen. Alternatively, as illustrated in figure 4, the compressor rotor shaft 7 can be fixedly connected to a vane wheel 13 on a hydrodynamic torque converter with variable vane 14, while the pump rotor 11 is fixedly connected to the turbine 15 in the torque converter with variable vane. The amount of torque and output speed transmitted from the compressor rotor shaft to the pump rotor is dependent on the angle of attack of the guide vanes 16 which are arranged adjustably on a stator 17 which encloses the vane wheel, and can be regulated and changed during operation by actuation of a mechanism 18 fixed on the stator to change the vane angle.
Figur 5 illustrerer en annen foretrukket utførelse av oppfinnelsen, og er basert på en hastighetsreduksjonsinnretning i form av en elektrisk hysteresedrevet clutch 19. Figure 5 illustrates another preferred embodiment of the invention, and is based on a speed reduction device in the form of an electric hysteresis driven clutch 19.
På figur 5 er kompressorrotorakselen 7 fast forbundet med en rotor 20 på den elektriske hysteresedrevne clutchen, og pumperotoren 11 er fast forbundet med en hystereseskive 21 på den elektriske clutchen. Hystereseskiven 21 passerer en annulær åpning i rotoren 20, uten fysisk kontakt mellom disk og rotor. Rotoren 20 roterer i et magnetfelt som er dannet ved at strøm/ spenning blir tilført en elektromagnet 22 nær rotoren. Idet rotoren dreier seg, blir hystereseskiven trukket i rotasjon som følge av magnetisk tiltrekning (magetic drag) mellom rotoren 20 og hystereseskiven 21. Fordi hystereseskiven blir magnetisert ut fra styrken i magnetisk fluks som skapes av elektromagneten, er størrelsen på dreiemoment og utgangshastighet som blir overført fra kompressorrotorakselen til pumperotoren bestemt av hvor mye strøm/spenning som blir påtrykt elektromagneten, og som kan bli regulert og endret under drift. In Figure 5, the compressor rotor shaft 7 is firmly connected to a rotor 20 on the electric hysteresis driven clutch, and the pump rotor 11 is firmly connected to a hysteresis disc 21 on the electric clutch. The hysteresis disk 21 passes through an annular opening in the rotor 20, without physical contact between disk and rotor. The rotor 20 rotates in a magnetic field which is formed when current/voltage is supplied to an electromagnet 22 near the rotor. As the rotor turns, the hysteresis disk is pulled into rotation as a result of magnetic attraction (magetic drag) between the rotor 20 and the hysteresis disk 21. Because the hysteresis disk is magnetized based on the strength of the magnetic flux created by the electromagnet, the amount of torque and output speed that is transmitted is from the compressor rotor shaft to the pump rotor determined by how much current/voltage is applied to the electromagnet, and which can be regulated and changed during operation.
En undersjøisk kompresjonsstasjon innrettet i samsvar med konseptet med felles drift og individuell regulering slik det fremgår av foreliggende oppfinnelse, er illustrert skjematisk på figur 6. An undersea compression station arranged in accordance with the concept of joint operation and individual regulation as shown in the present invention is illustrated schematically in Figure 6.
Uten at det er uttrykkelig forklart i detaljer med henvisning til figur 6, vil en fullt utstyrt og operativ undersjøisk kompresjonsstasjon typisk omfatte brønnstrømmanifolder og ventiler for import og eksport, strømnings- og trykkmålere, resirkuleringsledninger og ventiler, anti-surge-regulerings-krets og ventiler, smøre og barrierefluidkretser og ventiler, navlestrengtermineringshode, transformatorer, kjøleelementer, sandfelle osv., og annet utstyr som vanligvis finnes på en undersjøisk kompresjonsstasjon. For tydelighets skyld er detalj struktur og organisering av moduler og enheter som er av underordnet betydning i denne forbindelsen blitt utelatt fra figur 6. Without being expressly explained in detail with reference to Figure 6, a fully equipped and operational subsea compression station will typically include well flow manifolds and valves for import and export, flow and pressure meters, recycle lines and valves, anti-surge control circuit and valves , lubrication and barrier fluid circuits and valves, umbilical termination head, transformers, cooling elements, sand trap, etc., and other equipment typically found in a subsea compression station. For the sake of clarity, the detailed structure and organization of modules and units that are of secondary importance in this connection have been omitted from Figure 6.
I en undersjøisk kompresjonsstasjon som implementerer oppfinnelsen blir brønnfluid F ført inn i en separator og væske-fanger 3 som er konfigurert for å separere gass og væske. Separatoren inneholder et blanderør 23 der gass og gjenværende væske blir jevnt fordelt før det blir levert til inntaket på kompressor 1 via våtgassfluidledning 24. Væskenivået i separator 3 blir styrt gjennom dreneringsrør 25 der overskuddsvæske blir trukket ut og levert til pumpe 2 via selvfyllende væske-ledning 26. Kompressoren 1 og pumpen 2 får felles drift fra en enkelt elektrisk motor 4 med variabel hastighet, idet utgående dreiemoment og hastighet blir redusert ved hjelp av en hastighetsreduksjonsinnretning 8 innkoblet mellom pumpen og kompressoren. In a subsea compression station that implements the invention, well fluid F is fed into a separator and liquid trap 3 which is configured to separate gas and liquid. The separator contains a mixing pipe 23 where gas and remaining liquid are evenly distributed before it is delivered to the intake of compressor 1 via wet gas fluid line 24. The liquid level in separator 3 is controlled through drainage pipe 25 where excess liquid is extracted and delivered to pump 2 via self-filling liquid line 26. The compressor 1 and the pump 2 get joint operation from a single electric motor 4 with variable speed, the output torque and speed being reduced by means of a speed reduction device 8 connected between the pump and the compressor.
Kraft for hjelpeutstyr og regulering blir tilført motoren 4 via VSD-blokk 6 og navlestreng-termineringshodeblokk 27 som repres-enterer de nødvendige høyspennings- og lavspenningskretser, våtkoblede konnektorer, koblingsanlegg, skillebrytere osv. Driftsfluid eller trykk for den fyllingsregulerte momentomformeren eller reguleringskraft for momentomformeren med variable skovler, eller magnetiseringsstrøm/spenning for den elektriske hystereseclutchen, i henhold til den respektive utførelsen, blir tilført til hastighetsreduksjonsinnretningen 8 fra vertsfasiliteten/overflateterminalen via kraftforsynings-linje 28. Regulering av kraftforsyning for aktivering av hastighetsreduksjonsinnretningen 8, dvs. inn- og utkobling av kompressorrotorakselen oppnås som respons på en detektert væskeandel eller nivå i separatoren 3 og blir kommunisert til aktuatorventiler eller aktuatorbrytere i hastighetsreduksjonsinnretningen via pilotlinje 29. Power for auxiliary equipment and regulation is supplied to engine 4 via VSD block 6 and umbilical termination head block 27 which represent the necessary high voltage and low voltage circuits, wet-coupled connectors, switchgear, disconnectors, etc. Operating fluid or pressure for the fill regulated torque converter or regulating power for the torque converter with variable vanes, or magnetizing current/voltage for the electric hysteresis clutch, according to the respective design, is supplied to the speed reduction device 8 from the host facility/surface terminal via power supply line 28. Regulation of power supply for activation of the speed reduction device 8, i.e. switching on and off of the compressor rotor shaft is achieved in response to a detected liquid proportion or level in the separator 3 and is communicated to actuator valves or actuator switches in the speed reduction device via pilot line 29.
Kompressoren(e) som blir brukt i den undersjøiske kompresjons-stas jonen er konstruert for en betydelig økning av gasstrykket, slik som f.eks. fra om lag 4 0 bar ved kompressorinntaket til om lag 120 bar ved kompressorutløpet. Kraftige sentrifugalkom-pressorer for våtgass blir vanligvis brukt i denne forbindelse, og arbeider typisk i et kraftområde fra én till flere titalls megawatt og med rotasjonshastigheter i størrelsesorden 8-12000 omdreininger per minutt. The compressor(s) used in the subsea compression station are designed for a significant increase in gas pressure, such as e.g. from about 40 bar at the compressor inlet to about 120 bar at the compressor outlet. Powerful centrifugal compressors for wet gas are usually used in this connection, and typically work in a power range from one to several tens of megawatts and with rotation speeds of the order of 8-12,000 revolutions per minute.
Pumpen(e) som blir brukt i den undersjøiske kompresjonsstasjonen er konstruert for å øke trykket i væskestrømmen opp til et trykk som kreves for injisering i gassen som kommer ut fra kompressoren. Fortrengningspumper er egnet i denne forbindelsen, og opererer innen et kraftområde på hundrevis kilowatt og med rotasjonshastigheter på om lag 1500-4000 omdreininger per minutt. Det følger at i de fleste kompressor/ pumpe-kombinasjoner vil et hastighetsreduksjonsforhold på om lag 4-5:1 være passende. Imidlertid kan en alternativt bruke fortrengningspumper eller sentrifugalpumper som roterer med andre driftshastigheter, som krever andre hastighetsreduksjonsforhold. Ikke desto mindre skaffer foreliggende oppfinnelse stor frihet i valg av pumpe-/kompressor-kombinasjoner, fordi både fyllingsregulerte og hydrodynamiske momentomformere med variable skovler, så vel som den elektriske hystereseclutchen lar seg regulere mellom null og 100 % låsing mellom drivende og drevne komponenter, selvsagt avhengig av ønsket utgående dreiemoment . The pump(s) used in the subsea compression station are designed to increase the pressure in the liquid stream up to a pressure required for injection into the gas exiting the compressor. Positive displacement pumps are suitable in this connection, operating within a power range of hundreds of kilowatts and with rotational speeds of approximately 1500-4000 revolutions per minute. It follows that in most compressor/pump combinations a speed reduction ratio of about 4-5:1 will be appropriate. However, one can alternatively use positive displacement pumps or centrifugal pumps rotating at other operating speeds, which require different speed reduction ratios. Nevertheless, the present invention provides great freedom in the choice of pump/compressor combinations, because both charge-regulated and hydrodynamic torque converters with variable vanes, as well as the electric hysteresis clutch can be regulated between zero and 100% locking between driving and driven components, of course depending on the desired output torque.
Selv om det blir kalt en kompressorrotoraksel 7 i beskrivelsen og de vedlagte kravene, presiseres det at element 7 kan inkludere enhver aksel som kan kobles til eller som utgjør en integrert forlengelse av kompressorrotoren og som samroterer med kompressorrotoren. Although it is called a compressor rotor shaft 7 in the description and the appended claims, it is specified that element 7 can include any shaft which can be connected to or which constitutes an integral extension of the compressor rotor and which co-rotates with the compressor rotor.
Selv om det blir kalt en pumperotor 11 i beskrivelsen og de vedlagte kravene, presiseres det at element 11 kan inkludere enhver aksel som kan kobles til eller som utgjør en integrert Although it is called a pump rotor 11 in the description and the appended claims, it is specified that element 11 can include any shaft that can be connected to or that forms an integral
forlengelse av pumperotoren og som samroterer med pumperotoren. extension of the pump rotor and which co-rotates with the pump rotor.
Oppfinnelsen er ikke begrenset til en in-line, koaksial sammen-stilling slik det er skjematisk illustrert på tegningsfigurene. I stedet kan pumpe og kompressor alternativt være innrettet på parallelle aksler eller selv på kryssende aksler, med samvirk-ende tannhjul eller vinkelgir (bevel gears) som overfører dreiemoment og rotasjon fra kompressormotor til pumperotor. The invention is not limited to an in-line, coaxial assembly as schematically illustrated in the drawings. Instead, the pump and compressor can alternatively be arranged on parallel shafts or even on intersecting shafts, with cooperating gears or bevel gears that transfer torque and rotation from the compressor motor to the pump rotor.
Oppfinnelsen er selvsagt ikke på noen måte begrenset til de utførelsene som er beskrevet ovenfor. Tvert imot vil mange mulige modifikasjoner av utførelsene vær åpenbare for en person med normal kjennskap til teknikken, uten at de avviker fra grunnideen ved oppfinnelsen slik den er definert i de vedlagte patentkravene. The invention is of course not limited in any way to the embodiments described above. On the contrary, many possible modifications of the embodiments will be obvious to a person with normal knowledge of the technique, without deviating from the basic idea of the invention as defined in the attached patent claims.
Claims (8)
Priority Applications (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20110801A NO334554B1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Submarine compression system for pressure increase of well flow |
| EP12003448A EP2530326A2 (en) | 2011-06-01 | 2012-05-04 | Subsea compression system for well stream boosting |
| BR102012013163-3A BR102012013163A2 (en) | 2011-06-01 | 2012-05-31 | Underwater Compression Station |
| AU2012203224A AU2012203224A1 (en) | 2011-06-01 | 2012-05-31 | Subsea compression system for well stream boosting |
| US13/486,147 US20120308408A1 (en) | 2011-06-01 | 2012-06-01 | Subsea compression system for well stream boosting |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20110801A NO334554B1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Submarine compression system for pressure increase of well flow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20110801A1 NO20110801A1 (en) | 2012-12-03 |
| NO334554B1 true NO334554B1 (en) | 2014-04-07 |
Family
ID=46146545
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20110801A NO334554B1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Submarine compression system for pressure increase of well flow |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20120308408A1 (en) |
| EP (1) | EP2530326A2 (en) |
| AU (1) | AU2012203224A1 (en) |
| BR (1) | BR102012013163A2 (en) |
| NO (1) | NO334554B1 (en) |
Families Citing this family (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014042628A1 (en) | 2012-09-12 | 2014-03-20 | Cunningham Christopher E | Coupling an electric machine and fluid-end |
| BR112015005589B1 (en) * | 2012-09-12 | 2021-04-20 | Fmc Technologies, Inc | system and method of submersible fluid to operate submerged in a body of water |
| SG11201501905TA (en) | 2012-09-12 | 2015-05-28 | Fmc Technologies | Up-thrusting fluid system |
| SG11201501910TA (en) | 2012-09-12 | 2015-04-29 | Fmc Technologies | Subsea compressor or pump with hermetically sealed electric motor and with magnetic coupling |
| US9879663B2 (en) * | 2013-03-01 | 2018-01-30 | Advanced Cooling Technologies, Inc. | Multi-phase pump system and method of pumping a two-phase fluid stream |
| CA3128625A1 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-25 | Fmc Technologies, Inc. | Submersible well fluid system |
| WO2015018945A2 (en) | 2013-08-09 | 2015-02-12 | Linde Aktiengesellschaft | Subsea well stream treatment |
| CN106662121A (en) * | 2014-05-30 | 2017-05-10 | 诺沃皮尼奥内股份有限公司 | System and method for draining a wet-gas compressor |
| US9964113B2 (en) | 2015-05-11 | 2018-05-08 | Fuglesangs Subsea As | Omnirise hydromag “variable speed magnetic coupling system for subsea pumps” |
| NO339899B1 (en) * | 2015-05-14 | 2017-02-13 | Vetco Gray Scandinavia As | A control system for controlling a subsea gas compression system |
| DE102015226640A1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-06-29 | Voith Patent Gmbh | Underwater propulsion unit |
| WO2018077527A1 (en) * | 2016-10-24 | 2018-05-03 | Sulzer Management Ag | Multiphase pump and method for operating such a pump |
| NO345311B1 (en) * | 2018-04-26 | 2020-12-07 | Fsubsea As | Pressure booster with integrated speed drive |
| EP3730795A1 (en) * | 2019-04-23 | 2020-10-28 | Sulzer Management AG | Process fluid lubricated pump |
| NO20190801A1 (en) * | 2019-06-26 | 2020-12-28 | Fsubsea As | System for subsea pressure booster power supply and distribution |
Family Cites Families (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE3411444A1 (en) * | 1984-01-31 | 1985-08-01 | BBC Aktiengesellschaft Brown, Boveri & Cie., Baden, Aargau | GAS TURBINE POWER PLANT WITH AIR STORAGE AND METHOD FOR OPERATING THE SAME |
| US5238095A (en) * | 1992-06-30 | 1993-08-24 | Pedu Jeffrey C | Hysteresis brakes and clutches |
| US5471848A (en) * | 1994-01-05 | 1995-12-05 | Major; Thomas O. | Refrigerant recovery and purification method and apparatus |
| US6584784B2 (en) * | 1999-02-05 | 2003-07-01 | Midwest Research Institute | Combined refrigeration system with a liquid pre-cooling heat exchanger |
| NO321304B1 (en) * | 2003-09-12 | 2006-04-24 | Kvaerner Oilfield Prod As | Underwater compressor station |
| DE102004024004B4 (en) * | 2004-05-14 | 2017-01-26 | Daimler Ag | Hydrodynamic torque converter |
| DE102004062081B4 (en) * | 2004-12-23 | 2009-08-13 | Zf Friedrichshafen Ag | Hydrodynamic torque converter |
| AU2006333510B2 (en) * | 2005-12-23 | 2012-07-05 | Exxonmobil Upstream Research Company | Multi-compressor string with multiple variable speed fluid drives |
-
2011
- 2011-06-01 NO NO20110801A patent/NO334554B1/en not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-05-04 EP EP12003448A patent/EP2530326A2/en not_active Withdrawn
- 2012-05-31 AU AU2012203224A patent/AU2012203224A1/en not_active Abandoned
- 2012-05-31 BR BR102012013163-3A patent/BR102012013163A2/en not_active IP Right Cessation
- 2012-06-01 US US13/486,147 patent/US20120308408A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| BR102012013163A2 (en) | 2014-12-09 |
| AU2012203224A1 (en) | 2012-12-20 |
| NO20110801A1 (en) | 2012-12-03 |
| US20120308408A1 (en) | 2012-12-06 |
| EP2530326A2 (en) | 2012-12-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334554B1 (en) | Submarine compression system for pressure increase of well flow | |
| NO20110802A1 (en) | Submarine compression system with pump driven by compressed gas | |
| EP2562423A1 (en) | Rotors | |
| NO312919B1 (en) | Pump System | |
| CN102428251A (en) | Cable suspended pumping system | |
| NO20120748A1 (en) | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream | |
| NO337108B1 (en) | Multiphase pressure amplification pump | |
| GB2546932B (en) | Method and system for pressure regulation of well fluid from a hydrocarbon well | |
| CA2900416C (en) | Artificial lifting system with a progressive cavity motor in the background, for oil extraction | |
| US11156088B2 (en) | Gas expansion device and method for expanding gas | |
| WO2011143394A2 (en) | Hydraulically-powered compressor | |
| WO2010090530A1 (en) | Pressure-reducing turbine with a power generator disposed in a well stream | |
| US20220307489A1 (en) | System for subsea pressure booster power supply and distribution, method for operation and use thereof | |
| LU501403B1 (en) | Axial-flow subsea three-stage separation system | |
| CN205977636U (en) | Motor economizer | |
| CN203743044U (en) | Axial force balancing device for multi-stage centrifugal pump | |
| CN104764000A (en) | Boiler water feeding system and method | |
| CN201882249U (en) | Hydraulic drive device of radar antenna turning platform of aircraft | |
| CN117514751A (en) | Emulsion pump for underground coal mine and control method thereof | |
| NO863630L (en) | GAS COMPRESSOR FOR GAS TRANSFER PIPES. | |
| NO20141341A1 (en) | Process and system for pressure control of hydrocarbon well fluids |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |