NO334830B1 - Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream - Google Patents
Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream Download PDFInfo
- Publication number
- NO334830B1 NO334830B1 NO20120748A NO20120748A NO334830B1 NO 334830 B1 NO334830 B1 NO 334830B1 NO 20120748 A NO20120748 A NO 20120748A NO 20120748 A NO20120748 A NO 20120748A NO 334830 B1 NO334830 B1 NO 334830B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- compressor
- pump
- compression system
- gas
- liquid
- Prior art date
Links
- 230000006835 compression Effects 0.000 title claims abstract description 64
- 238000007906 compression Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 77
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 2
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 230000037452 priming Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000008676 import Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation 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
- 239000003380 propellant Substances 0.000 description 1
- 238000010079 rubber tapping Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005201 scrubbing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B17/00—Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors
- F04B17/03—Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors driven by electric motors
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0085—Adaptations of electric power generating means for use in boreholes
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Abstract
Fremgangsmåte for drift av et undersjøisk kompresjonssystem, og et undersjøisk kompresjonssystem i en brønnstrøm er beskrevet. Det undersjøiske kompresjonssystemet omfatter en kompressor (1) og en pumpe (2) drevet av en elektromotor, idet kompressoren tjener til å komprimere gass og pumpen tjener til å pumpe væske fra kompresjonssystemet. Komprimert gass blir resirkulert fra kompressorens nedstrøms side til dets oppstrøms side via en turboekspansjonsenhet (10) som er driftsmessig forbundet med en generator (17). Generatoren er konfigurert til å levere ladestrøm til et batteri (18) som respons på resirkulering av komprimert gass via turboekspansjonsenheten, idet pumpen drives av elektrisk kraft som blir tilført fra batteriet.Procedures for operating a subsea compression system and a subsea compression system in a well stream are described. The subsea compression system comprises a compressor (1) and a pump (2) driven by an electric motor, the compressor serving to compress gas and the pump serving to pump fluid from the compression system. Compressed gas is recycled from the downstream side of the compressor to its upstream side via a turbo expansion unit (10) operatively connected to a generator (17). The generator is configured to supply charging current to a battery (18) in response to compressed gas recycling via the turbocharger unit, the pump being powered by electrical power supplied from the battery.
Description
Anordning og fremgangsmåte for drift av et undersjøisk kompresjonssystem i en brønnstrøm Device and method for operating a subsea compression system in a well stream
Oppfinnelsens område Field of the invention
Foreliggende oppfinnelse vedrører kompresjonssystemer konfigurert for å øke trykk og strømning i en brønnstrøm i undersjøisk hydrokarbonproduksjon. Nærmere bestemt vedrører foreliggende oppfinnelse forbedrede anordninger og fremgangsmåter for drift av et undersjøisk kompresjonssystem som er konfigurert for dette formålet. The present invention relates to compression systems configured to increase pressure and flow in a well flow in subsea hydrocarbon production. More specifically, the present invention relates to improved devices and methods for operating a submarine compression system configured for this purpose.
Bakgrunn og kjent teknikk Background and known technique
Produksjon av gass offshore omfatter installasjoner på hav-bunnen som blir styrt og forsynt med kraft fra en landbasert eller sjøbasert terminal eller vertsfasilitet. Brønnfluid blir transportert via rørledninger fra et undersjøisk produksjonssystem til en mottaksterminal for videre prosessering før produktene ledes til markedet. I de første produksjonsfasene er trykket i fluidreservoaret vanligvis tilstrekkelig til å lede hydrokarbonfluidene gjennom rørledningen. Senere i produksjons-prosessen, eller i tilfeller der det er svært lang avstand mellom brønnfluidreservoaret og mottaksterminalen, kan øking av fluidtrykk og fluidstrøm være nødvendig i ett eller flere kompresjonssystemer langsetter rørledningen, for å opprettholde strømningsrate og produksjonsnivå. Production of gas offshore includes installations on the seabed that are controlled and supplied with power from a land-based or sea-based terminal or host facility. Well fluid is transported via pipelines from a subsea production system to a receiving terminal for further processing before the products are sent to market. In the first production phases, the pressure in the fluid reservoir is usually sufficient to guide the hydrocarbon fluids through the pipeline. Later in the production process, or in cases where there is a very long distance between the well fluid reservoir and the receiving terminal, increasing fluid pressure and fluid flow may be necessary in one or more compression systems along the pipeline, in order to maintain flow rate and production level.
I kompresjonssystemer blir gass i brønnstrømmen ført til en kompressor som er konfigurert for å levere gassen nedstrøms i komprimert form. Overskytende væske kan bli ekstrahert fra brønnstrømmen og ledet til en pumpe som er konfigurert til å pumpe væsken nedstrøms, typisk ved å injisere væsken i den komprimerte gassen som kompressoren leverer. En mikset tofase brønnstrøm forlater på denne måten kompresjonssystemet med et forhøyet nivå på trykk og strømning. Likevel kan det under-sjøiske kompresjonssystemet valgfritt bli innrettet for utløp av øket gass- og væskestrømninger via separate eksportrørled-ninger. In compression systems, gas in the well stream is taken to a compressor that is configured to deliver the gas downstream in compressed form. Excess fluid may be extracted from the well stream and directed to a pump configured to pump the fluid downstream, typically by injecting the fluid into the compressed gas supplied by the compressor. A mixed two-phase well flow thus leaves the compression system with an elevated level of pressure and flow. Nevertheless, the subsea compression system can optionally be arranged for the discharge of increased gas and liquid flows via separate export pipelines.
Brønnstrømmen kan bli oppsamlet i en separatorbeholder plassert oppstrøms for kompressoren og pumpen, og konfigurert for separasjon av gass fra væske, der separatoren sørger for forutsigbare driftspunkter både for kompressoren og pumpen i forhold til væskevolumfraksjon eller væskenivå i systemet. The well flow can be collected in a separator container located upstream of the compressor and pump, and configured for the separation of gas from liquid, where the separator ensures predictable operating points for both the compressor and the pump in relation to liquid volume fraction or liquid level in the system.
Kompressorer som brukes i undersjøiske kompresjonssystemer kan være tilpasset prosessering av våtgass som inneholder en bestemt andel væske. Derfor kan separatoren i noen applikasjon-er være erstattet av en mikser som er konfigurert til å blande gass og væske og lede en homogenisert våtgass til kompressoren. Imidlertid kan f.eks. en undersjøisk sentrifugalkompressor normalt ikke starte i væskefylt stand. Over et visst væskenivå i kompresjonssystemet vil det kreves pumper for å drenere kompressorsystemet forut for start av kompressoren. Compressors used in subsea compression systems can be adapted to processing wet gas that contains a certain proportion of liquid. Therefore, in some applications, the separator may be replaced by a mixer configured to mix gas and liquid and direct a homogenized wet gas to the compressor. However, e.g. a subsea centrifugal compressor does not normally start in a liquid-filled condition. Above a certain liquid level in the compression system, pumps will be required to drain the compressor system prior to starting the compressor.
Vanligvis blir hver kompressor og pumpe typisk drevet av en elektrisk motor som får tilført kraft for drift og regulering via en navlestreng {umbilical) mellom kompresjonssystemet og dets vertsfasilitet. Derved krever hver pumpemotor i et konven-sjonelt kompresjonssystem et individuelt arrangement av kraft-og reguleringsutstyr, slik som undersjøisk koblingsanlegg, våtkoblede elektriske konnektorer, høyspent elektriske kabelbroer og elektriske reguleringssystemkomponenter, kjøle- og smørekretser inkludert ventiler, strømnings- og trykkregulering osv. Typically, each compressor and pump is typically driven by an electric motor that is supplied with power for operation and regulation via an umbilical between the compression system and its host facility. Thereby, each pump motor in a conventional compression system requires an individual arrangement of power and control equipment, such as subsea switchgear, wet-connected electrical connectors, high-voltage electrical cable bridges and electrical control system components, cooling and lubrication circuits including valves, flow and pressure regulation, etc.
Sammenfatning av oppfinnelsen Summary of the Invention
Foreliggende oppfinnelse tar sikte på å forenkle distribusjonen av kraft fra land eller overflate til utstyr plassert under-sjøisk. The present invention aims to simplify the distribution of power from land or surface to equipment placed under the sea.
Oppfinnelsen tar også sikte på å skaffe en plan for distribuert kraftgenerering i et undersjøisk kompresjonssystem som omfatter en kompressor og en elektromotorpumpe, idet kompressoren tjener til å komprimere gass og pumpen tjener til å pumpe væske fra The invention also aims to provide a plan for distributed power generation in a subsea compression system comprising a compressor and an electric motor pump, the compressor serving to compress gas and the pump serving to pump liquid from
kompresjonssystemet. the compression system.
En annen hensikt med foreliggende oppfinnelse er å sørge for å fjerne oppsamlet væske fra en våtgasskompressor før kompressoren startes, med andre ord å sørge for drenering av kompressoren uten at denne kjører. Another purpose of the present invention is to ensure that collected liquid is removed from a wet gas compressor before the compressor is started, in other words to ensure drainage of the compressor without it running.
I det minste én av hensiktene blir oppfylt i en fremgangsmåte for drift av det undersjøiske kompresjonssystemet i en brønn-strøm der kompresjonssystemet omfatter en kompressor og en elektromotorpumpe, idet kompressoren tjener til å komprimere gass og pumpen tjener til å pumpe væske fra kompresjonssystemet, ved at fremgangsmåten omfatter følgende: - å fremskaffe en gassreturledning som forbinder en nedstrøms side av kompressoren med en oppstrøms side av kompressoren; - å innrette en turboekspansjonsenhet i strømningsforbindelse med gassreturledningen; - å forbinde turboekspansjonsenheten driftsmessig med en generator konfigurert til å levere ladestrøm til et batteri; - å drive generatoren for å lade batteriet som respons på resirkulering av komprimert gass via turboekspansjonsenheten og å drive pumpen med elektrisk kraft som blir tilført fra batteriet. At least one of the purposes is fulfilled in a method for operating the subsea compression system in a well stream where the compression system comprises a compressor and an electric motor pump, the compressor serving to compress gas and the pump serving to pump liquid from the compression system, by the method comprises the following: - providing a gas return line connecting a downstream side of the compressor with an upstream side of the compressor; - arranging a turbo expansion unit in flow communication with the gas return line; - operatively connecting the turbo expansion unit to a generator configured to supply charging current to a battery; - driving the generator to charge the battery in response to recirculation of compressed gas via the turbo expansion unit and driving the pump with electric power supplied from the battery.
Fremgangsmåten kan videre omfatte tilførsel av gass via en gasstilførselsledning til kompressoren fra en beholder som er innrettet i brønnstrømmen oppstrøms for kompressoren. The method can further include the supply of gas via a gas supply line to the compressor from a container which is arranged in the well stream upstream of the compressor.
Fremgangsmåten kan videre omfatte trinnene der gass og væske i brønnstrømmen blir blandet og ført som en homogenisert våtgass til kompressoren fra en beholder konfigurert som en mikser. The method can further include the steps where gas and liquid in the well stream are mixed and fed as a homogenized wet gas to the compressor from a container configured as a mixer.
Fremgangsmåten omfatter alternativt trinnene der gass og væske i brønnstrømmen blir ført hver for seg til kompressoren, henholdsvis til pumpen fra en beholder konfigurert som en separator. The method alternatively includes the steps where gas and liquid in the well flow are led separately to the compressor, respectively to the pump from a container configured as a separator.
I forbindelse f.eks. med sentrifugalkompressorer som egner seg for prosessering av våtgass kan fremgangsmåten dessuten omfatte trinnene der væske blir drenert fra kompressoren og til beholderen. I denne forbindelsen kan pumpen kjøres som respons på et detektert væskenivå i kompressoren og/eller beholderen. In connection e.g. with centrifugal compressors suitable for processing wet gas, the method may also include the steps where liquid is drained from the compressor and into the container. In this connection, the pump can be run in response to a detected liquid level in the compressor and/or container.
Fremgangsmåten kan alternativt omfatte trinnene der væske blir drenert fra kompressoren til en separat dreneringstank og pumpen kjøres for å pumpe væske fra dreneringstanken som respons på et målt væskenivå i dreneringstank og/eller kompressor. The method may alternatively include the steps where liquid is drained from the compressor to a separate drain tank and the pump is run to pump liquid from the drain tank in response to a measured liquid level in the drain tank and/or compressor.
Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis trinnet der pumpen kjører på batterikraft for å drenere kompresjonssystemet før kompressoren startes. The method preferably includes the step where the pump runs on battery power to drain the compression system before starting the compressor.
Et undersjøisk kompresjonssystem for en brønnstrøm i henhold til foreliggende oppfinnelse omfatter en kompressor og en elektromotorpumpe, idet kompressoren tjener til å komprimere gass og pumpen tjener til å pumpe væske fra kompresjonssystemet. En gassreturledning er innrettet som forbinder en nedstrøms side av kompressoren med en oppstrøms side av kompressoren; en turboekspansjonsenhet er innrettet i strømningsforbindelse med gassreturledningen; turboekspansjonsenheten er driftsmessig koblet til en generator der generatoren er konfigurert til å levere ladestrøm til et batteri som svar på resirkulering av komprimert gass via turboekspansjonsenheten, og pumpen kjører på elektrisk kraft tilført fra batteriet. A subsea compression system for a well stream according to the present invention comprises a compressor and an electric motor pump, the compressor serving to compress gas and the pump serving to pump liquid from the compression system. A gas return line is arranged connecting a downstream side of the compressor with an upstream side of the compressor; a turbo expansion unit is arranged in flow communication with the gas return line; the turboexpansion unit is operatively connected to a generator wherein the generator is configured to supply charging current to a battery in response to recirculation of compressed gas via the turboexpansion unit, and the pump runs on electrical power supplied from the battery.
I en foretrukket utførelse er en gasstilførselsledning innrettet til å forbinde kompressoren med en beholder innrettet oppstrøms for kompressoren. Beholderen kan være en mikser som blander gass og væske til en homogenisert våtgass ført til kompressoren. Beholderen kan alternativt være en separator som leverer gass og væske hver for seg henholdsvis til kompressoren og pumpen. In a preferred embodiment, a gas supply line is arranged to connect the compressor with a container arranged upstream of the compressor. The container can be a mixer that mixes gas and liquid into a homogenized wet gas led to the compressor. Alternatively, the container can be a separator that delivers gas and liquid separately to the compressor and the pump respectively.
I en foretrukket utførelse er kompressoren forbundet med beholderen for å dumpe dreneringsvæske fra kompressoren i beholderen via en dreneringsledning. I denne utførelsen er middel for detektering av væskenivå i beholderen innrettet til å regulere driften av pumpen. In a preferred embodiment, the compressor is connected to the container in order to dump drainage liquid from the compressor into the container via a drainage line. In this embodiment, means for detecting the liquid level in the container are arranged to regulate the operation of the pump.
I en foretrukket utførelse er kompressoren innrettet i strømningsforbindelse med en dreneringstank, og middel for detektering av væskenivå i dreneringstanken regulerer driften av pumpen. In a preferred embodiment, the compressor is arranged in flow connection with a drainage tank, and means for detecting the liquid level in the drainage tank regulate the operation of the pump.
I en foretrukket utførelse er inntaket til turboekspansjonsenheten forbundet med en utløpsledning for komprimert gass mellom kompressorutløpet og et væskeinjeksjonspunkt på utløps-ledningen for komprimert gass, og utløpet fra turboekspansjonsenheten kan via en strømningsreguleringsventil kobles til en fluidledning som leder våtgass til kompressoren. Strømnings-reguleringsventilen blir aktivert som respons på et detektert væskevolumnivå i beholderen. In a preferred embodiment, the intake of the turbo expansion unit is connected to an outlet line for compressed gas between the compressor outlet and a liquid injection point on the outlet line for compressed gas, and the outlet from the turbo expansion unit can be connected via a flow control valve to a fluid line that leads wet gas to the compressor. The flow control valve is activated in response to a detected liquid volume level in the container.
Utløpet fra turboekspansjonsenheten kan alternativt være innrettet for tilkobling til brønnstrømmen oppstrøms for beholderen. The outlet from the turbo expansion unit can alternatively be arranged for connection to the well stream upstream of the container.
I en foretrukket utførelse kan et utløp fra pumpen kobles til beholderen via en strømningsreguleringsventil innrettet i en væskeretursløyfe. In a preferred embodiment, an outlet from the pump can be connected to the container via a flow control valve arranged in a liquid return loop.
Gasstrøm gjennom turboekspansjonsenheten kan aktiveres som respons på en detektert surgetilstand (surge condition) i kompressoren. Gas flow through the turbo expansion unit can be activated in response to a detected surge condition in the compressor.
Pumpen kan være en fortrengningspumpe. Et reduksjonsgir eller en hastighetsreduksjonsanordning kan være innført mellom turboekspansjonsenheten og generatoren. The pump can be a displacement pump. A reduction gear or a speed reduction device may be introduced between the turboexpansion unit and the generator.
I en foretrukket utførelse er batteriet et batterisett i et avbruddsfritt kraftforsyningssystem (UPS). In a preferred embodiment, the battery is a battery pack in an uninterruptible power supply system (UPS).
Med andre ord blir trykkdifferansen generert av kompressoren brukt til å drive en turboekspansjons-drevet generator til å lade et batteri eller et sett av batterier. Batteriet/ batteriene kan være en del av et avbruddsfritt kraftforsyningssystem (Uninterruptible Power Supply - UPS). In other words, the pressure differential generated by the compressor is used to drive a turbo-expansion-driven generator to charge a battery or set of batteries. The battery(s) can be part of an uninterrupted power supply system (Uninterruptible Power Supply - UPS).
På denne måten vil oppfinnelsen redusere behovet for elektrisk kraft fra land, idet pumpen vil være selvforsynt med elektrisk kraft generert in situ, og i tillegg kan oppfinnelsen lade batterier. In this way, the invention will reduce the need for electrical power from shore, as the pump will be self-sufficient with electrical power generated in situ, and in addition the invention can charge batteries.
Turboekspansjonsenheten er en sentrifugal- eller en aksial-turbin der komprimert gass under høyt trykk ekspanderer, og energien i den ekspanderende gassen blir frigjort for å drive en ekspansjonsturbin eller en rotor i turboekspansjonsenheten. The turboexpansion unit is a centrifugal or an axial turbine in which compressed gas under high pressure expands, and the energy in the expanding gas is released to drive an expansion turbine or a rotor in the turboexpansion unit.
I den foreliggende oppfinnelse har ekspansjonsturbinen en utgangsaksel som er driftsmessig koblet til en generator konfigurert til å levere ladestrøm til batteri/batterier. Generator og turboekspansjonsenhet kan være sammenkoblet direkte eller indirekte f.eks. via et reduksjonsgir eller en anordning for hastighetsreduksjon plassert mellom turboekspansjonsenheten og generatoren. In the present invention, the expansion turbine has an output shaft which is operatively connected to a generator configured to supply charging current to the battery/batteries. Generator and turbo expansion unit can be connected directly or indirectly, e.g. via a reduction gear or speed reduction device located between the turboexpansion unit and the generator.
Turboekspansjonsenheten er inkludert i en gasstilførselsløyfe, inkludert en gassledning som forbinder nedstrøms eller utløps-siden av kompressoren med oppstrøms eller inntakssiden av kompressoren. Trykket av den ekspanderte gassen som kommer ut av turboekspansjonsenheten kan holdes høyere enn gasstrykket på inntakssiden av kompressoren for å resirkulere gassen til gassstrømmen oppstrøms for kompressoren. Alternativt kan den ekspanderte gassen bli returnert til den oppstrøms gasstrømmen ved hjelp av en ejektor drevet av gasstrømmen på kompressorens inntaksside. The turboexpansion unit is included in a gas supply loop, including a gas line connecting the downstream or discharge side of the compressor with the upstream or intake side of the compressor. The pressure of the expanded gas exiting the turboexpansion unit can be maintained higher than the gas pressure on the intake side of the compressor to recycle the gas to the gas stream upstream of the compressor. Alternatively, the expanded gas can be returned to the upstream gas stream by means of an ejector driven by the gas stream on the compressor inlet side.
Turboekspansjonsenhet og generator kan intermitterende bli kjørt for å opprettholde tilstanden til batteriet/batteriene. Turboekspansjonsenhet og generator kan valgfritt bli kjørt for å generere drivkraft tilført direkte til pumpen. Turbo expansion unit and generator may be run intermittently to maintain the condition of the battery(s). Turbo expansion unit and generator can optionally be run to generate drive power fed directly to the pump.
Pumpen kan kjøres som respons på et detektert væskevolumnivå i f.eks. separatoren eller blandebeholderen, eller som respons på en detektert væskenivå i kompressor/kompressorhus. Pumpen kan brukes som en dreneringspumpe drevet med batterikraft for å drenere væske fra kompressorsysternet før kompressoren startes. The pump can be run in response to a detected liquid volume level in e.g. the separator or mixing vessel, or in response to a detected liquid level in the compressor/compressor housing. The pump can be used as a drain pump powered by battery power to drain liquid from the compressor system before starting the compressor.
Uttaket på utløpssiden av pumpen kan kobles til separator eller blandebeholder for resirkulering av væske via en strømnings-reguleringsventil innrettet i en væskeretursløyfe, inkludert en væskereturledning, f.eks. for å unngå risiko ved at pumpen kjører tørr. The outlet on the discharge side of the pump can be connected to the separator or mixing tank for recirculation of liquid via a flow control valve arranged in a liquid return loop, including a liquid return line, e.g. to avoid the risk of the pump running dry.
Pumpen kan stoppes i tilfelle væskenivået når en lavnivågrense i separatoren eller blandebeholderen. I tillegg kan pumpen ha en ekstern væskeserviceledning for tilførsel av f.eks. metanol eller glykol som kan tjene til kontinuerlig og/eller intermitterende fylling (priming) av pumpen. The pump can be stopped in case the liquid level reaches a low level limit in the separator or mixing vessel. In addition, the pump can have an external liquid service line for the supply of e.g. methanol or glycol which can serve for continuous and/or intermittent filling (priming) of the pump.
Strømningskretsen for det undersjøiske kompresjonssystemet omfatter en gassreturledning som tilbakefører gass fra utløpssiden til inntakssiden på kompressoren. En anti-surge-resirkuleringssløyfe kan inkluderes i foreliggende oppfinnelse ved å innrette for strømning gjennom gassreturledningen via turboekspansjonsenheten som respons på en detektert surgetilstand i kompressoren. Under en surgetilstand kan væske-strømning gjennom pumpen reguleres enten for resirkulering av væske til beholderen eller for injeksjon av væske i eksport-ledningen. The flow circuit for the subsea compression system includes a gas return line that returns gas from the discharge side to the intake side of the compressor. An anti-surge recirculation loop can be included in the present invention by arranging for flow through the gas return line via the turbo expansion unit in response to a detected surge condition in the compressor. During a surge condition, liquid flow through the pump can be regulated either for recirculation of liquid to the container or for injection of liquid into the export line.
Flere sett av kompressorer og pumper kan være innrettet i det undersjøiske kompresjonssystemet, der hvert sett henholdsvis omfatter en komprimert gassretursløyfe, en væskeretursløyfe og en turboekspansjonsenhet, generator og batteripakke. Several sets of compressors and pumps may be arranged in the subsea compression system, each set respectively comprising a compressed gas return loop, a liquid return loop and a turbo expansion unit, generator and battery pack.
To eller flere kompressorer eller kompressortrinn kan være innrettet i serie. En turboekspansjonsenhet kan være satt inn i en returstrøm av komprimert gass fra en etterfølgende kompressor, henholdsvis fra et etterfølgende kompressortrinn, til en foregående kompressor eller foregående kompressortrinn i seriekoblingen. Two or more compressors or compressor stages can be arranged in series. A turbo expansion unit can be inserted in a return flow of compressed gas from a subsequent compressor, respectively from a subsequent compressor stage, to a preceding compressor or preceding compressor stage in the series connection.
En mellomkjøler kan dessuten være installert mellom kompressorene eller kompressortrinnene i seriekoblingen. An intercooler can also be installed between the compressors or the compressor stages in the series connection.
Ytterligere fordeler, fordelaktige egenskaper og utførelser av oppfinnelsen vil fremgå av de uselvstendige patentkravene og av følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelser. Further advantages, advantageous features and embodiments of the invention will appear from the independent 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 viser skjematisk anordningen av et undersjøisk kompresjonssystem med tidligere kjent teknikk; Figur 2 er et diagram tilsvarende figur 1, som viser anordningen av et undersjøisk kompresjonssystem i henhold til foreliggende oppfinnelse, og Figur 3 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 schematically showing the arrangement of a prior art subsea compression system; Figure 2 is a diagram corresponding to Figure 1, showing the arrangement of an underwater compression system according to the present invention, and Figure 3 is a simplified diagram showing an implementation of the present invention.
Detaljert beskrivelse av foretrukne utførelser Detailed description of preferred designs
En oversikt over hovedmoduler og strømningskretser i et under-sjøisk kompresjonssystem for øking av brønnstrøm er vist skjematisk i diagrammet på figur 1. Det undersjøiske kompresjonssystemet mottar tofase eller flerfase brønnfluid fra minst ett undersjøisk produksjonssystem og leder øket brønnfluid F inn i en eller flere eksportrørledninger for videre transport til en mottaksterminal eller vertsfasilitet. An overview of the main modules and flow circuits in a subsea compression system for increasing well flow is shown schematically in the diagram in Figure 1. The subsea compression system receives two-phase or multiphase well fluid from at least one subsea production system and directs increased well fluid F into one or more export pipelines for onward transport to a receiving terminal or host facility.
Det undersjøiske kompresjonssystemet omfatter en kompressor-modul inkludert en eller flere kompressorer 1 og en pumpemodul inkludert minst én elektromotordrevet pumpe 2. En beholder 3 som er plassert i brønnstrømmen oppstrøms for kompressoren kan være konfigurert som en separator som separerer gass fra væske i et tofaset brønnfluid. Beholderen 3 kan alternativt være konfigurert som en mikser som blander væske og gass til et homogent fluid eller våtgass for å ledes til kompressoren. Beholderen 3 kan virke som en dreneringsbeholder for systemet og motta overskytende fluid som blir returnert fra kompressoren til beholderen 3. Beholderen 3 kan i tillegg være strukturert for å løse opp væskeplugger i brønnstrømmen, for hydrat-prevensjon og for utskilling av faste partikler som følger med i brønnstrømmen, for gass-scrubbing osv., slik at i alle tilfeller komprimerbar fluid (våtgass) blir ledet til kompressorinntaket. Kompressoren 1 er konstruert til å komprimere gassen og å lede ut gassen med et forhøyet trykk i eksportrørledning-en. Pumpen 2 er konstruert til å injisere fluid med et forhøyet trykk inn i gasstrømmen som strømmer ut fra kompressoren. The subsea compression system comprises a compressor module including one or more compressors 1 and a pump module including at least one electric motor-driven pump 2. A container 3 which is placed in the well stream upstream of the compressor can be configured as a separator that separates gas from liquid in a two-phase well fluid . The container 3 can alternatively be configured as a mixer that mixes liquid and gas into a homogeneous fluid or wet gas to be led to the compressor. The container 3 can act as a drainage container for the system and receive excess fluid that is returned from the compressor to the container 3. The container 3 can additionally be structured to dissolve fluid plugs in the well stream, for hydrate prevention and for the separation of solid particles that accompany in the well flow, for gas scrubbing, etc., so that in all cases compressible fluid (wet gas) is led to the compressor inlet. The compressor 1 is designed to compress the gas and to discharge the gas at an elevated pressure in the export pipeline. The pump 2 is designed to inject fluid at an elevated pressure into the gas stream flowing out from the compressor.
Krafttilførsel med høy og lav spenning for hydraulikk, regulerings- og hjelpeutstyr blir tilført fra vertsfasiliteten via en navlestreng (umbilical) koblet til det undersjøiske kompresjonssystemet. Kraft til hjelpeutstyr og regulering blir distribuert til forbrukere i det undersjøiske kompresjonssystemet via transformatorer, kraftkabler og våtkoblede elektriske konnektorer, koblingsanlegg (switchgear), elektriske kabelbroer (jumpers), skillebrytermoduler osv. Fordi kompressoren (e) og pumpen(e) er individuelt drevet av elektro-motorer 4 og 5 med dedikerte variabel hastighet (Variable Speed Drive - VSD), er det nødvendig å individuelt installere hjelpeutstyr og utstyr for kraftregulering for hver motor. På tegningsfigurene er det dedikerte hjelpe- og kraftregulerings-utstyret skjematisk representert med VSD-blokker 6. High and low voltage power supply for hydraulics, control and auxiliary equipment is supplied from the host facility via an umbilical connected to the subsea compression system. Power for auxiliary equipment and regulation is distributed to consumers in the subsea compression system via transformers, power cables and wet-coupled electrical connectors, switchgear, electrical cable bridges (jumpers), disconnect switch modules, etc. Because the compressor(s) and pump(s) are individually driven by electric motors 4 and 5 with dedicated variable speed (Variable Speed Drive - VSD), it is necessary to individually install auxiliary equipment and power regulation equipment for each motor. In the drawings, the dedicated auxiliary and power regulation equipment is schematically represented by VSD blocks 6.
Figur 2 er en oversikt over et undersjøisk kompresjonssystem som er innrettet til bruk etter foreliggende oppfinnelse. En merkbar forskjell i arkitekturen på figur 2 er det betydelig reduserte antallet av VSD-blokker 6, som kan være redusert med 50 % som et resultat av drift av pumpen(e) 2 med elektrisk kraft generert in situ, dvs. undersjøisk. Figure 2 is an overview of an underwater compression system which is designed for use according to the present invention. A noticeable difference in the architecture of Figure 2 is the significantly reduced number of VSD blocks 6, which may be reduced by 50% as a result of operating the pump(s) 2 with electrical power generated in situ, i.e. underwater.
Selvsagt vil reduksjon av antall komponenter som kreves for distribusjon av kraft til et undersjøisk kompresjonssystem gjelde alle komponenter som ellers ville vært involvert i tilførsel av elektrisk kraft fra land eller overflate. Of course, reducing the number of components required for the distribution of power to a subsea compression system will apply to all components that would otherwise be involved in the supply of electrical power from land or surface.
Et undersjøisk kompresjonssystem innrettet i samsvar med en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse er illustrert skjematisk på figur 3. An underwater compression system arranged in accordance with a preferred embodiment of the present invention is illustrated schematically in Figure 3.
Uten en uttrykkelig detaljert forklaring med henvisning til figur 3, vil et fullt utstyrt og operativ undersjøisk kompresjonssystem typisk omfatte manifolder og ventiler for import og eksport av brønnstrøm, strømnings- og trykkmålere, resirkuleringsledninger og -ventiler, anti-surge-regulerings-kretser og ventiler, kretser og ventiler for smøre- og barrierefluid, navlestreng-termineringshode, transformatorer, kjølere, sandfelle osv. samt annet utstyr som vanligvis finnes i et undersjøisk kompresjonssystem. For oversiktens skyld er den detaljerte strukturen og organiseringen av moduler og enheter som er av underordnet betydning for forståelsen av oppfinnelsen utelatt på figur 3. Without an explicit detailed explanation with reference to Figure 3, a fully equipped and operational subsea compression system will typically include well stream import and export manifolds and valves, flow and pressure gauges, recycle lines and valves, anti-surge control circuits and valves , circuits and valves for lubrication and barrier fluid, umbilical termination head, transformers, coolers, sand trap, etc. as well as other equipment commonly found in a subsea compression system. For the sake of clarity, the detailed structure and organization of modules and units which are of secondary importance for the understanding of the invention are omitted from figure 3.
I et undersjøisk kompresjonssystem som implementerer oppfinnelsen blir en brønnstrøm F tilført via tilførselsledning 7. I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen blir brønnstrømmen mottatt i en beholder 3 konfigurert som en mikser som utfører blanding av gass og væske i brønnstrømmen, hvilket frembringer en homogenisert koraprimerbar våtgass som blir ledet fra beholderen 3 til inntaket på kompressor 1 via gasstilførselsledning 8. In a subsea compression system that implements the invention, a well stream F is supplied via supply line 7. In a preferred embodiment of the invention, the well stream is received in a container 3 configured as a mixer that performs mixing of gas and liquid in the well stream, which produces a homogenized corapressible wet gas which is led from container 3 to the intake on compressor 1 via gas supply line 8.
Komprimert gass blir ledet ut fra kompressoren 1 via utløpsrør 9 for komprimert gass til utgående røropplegg og eksportrørled-ninger (ikke vist). Minst en del av den komprimerte gassen lar seg ekstrahere fra kompressorutløpsrørledningen 9 for tilførsel via gasstilførselsledning 11 til en turboekspansjonsenhet 10. Ekspandert gass blir ledet ut fra turboekspansjonsenheten 10 og resirkulert til oppstrøms side av kompressoren via returled-ningen 12 for ekspandert gass, over en strømningsregulerings-ventil 13. Compressed gas is led out from the compressor 1 via outlet pipe 9 for compressed gas to outgoing piping and export pipelines (not shown). At least part of the compressed gas can be extracted from the compressor outlet pipeline 9 for supply via gas supply line 11 to a turbo expansion unit 10. Expanded gas is led out of the turbo expansion unit 10 and recycled to the upstream side of the compressor via the return line 12 for expanded gas, above a flow control -valve 13.
Strømningsreguleringsventilen 13 som alternativt kan være installert på gasstilførselsledningen 11 til turboekspansjonsenheten 10, kan være regulerbar som respons på et væskevolumnivå i beholderen 3 detektert av sensormiddel S og brukt i en undersjøisk reguleringsenhet 14 som regulerer innstilling av strømningsreguleringsventilen 13. En énveisventil 15 i gassreturledning 12 forhindrer tilbakestrømning inn i returgass-ledning 12. The flow control valve 13, which may alternatively be installed on the gas supply line 11 to the turbo expansion unit 10, may be adjustable in response to a liquid volume level in the container 3 detected by sensor means S and used in a subsea control unit 14 which regulates the setting of the flow control valve 13. A one-way valve 15 in the gas return line 12 prevents backflow into return gas line 12.
Som alternativ til å returnere den ekspanderte gassen fra turboekspansjonsenheten 10 til gasstilførselsledningen 8 på oppstrøms side av kompressoren 1, som illustrert ved heltrukne streker på figur 3, kan den ekspandert gassen bli returnert lengre oppstrøms på oppstrøms side av kompressoren, slik som til beholderen 3 eller til brønnstrømmen oppstrøms for beholderen 3, som illustrert på figur 3 med stiplede streker, som forlenger gassreturledningen 12 til oppstrøms side av beholderen 3. Dette alternativet kan være fordelaktig f.eks. i et tilfelle der væske blir utfelt fra den ekspanderte gassen på utløpssiden av turboekspansjonsenheten 10. As an alternative to returning the expanded gas from the turbo expansion unit 10 to the gas supply line 8 on the upstream side of the compressor 1, as illustrated by solid lines in figure 3, the expanded gas can be returned further upstream on the upstream side of the compressor, such as to the container 3 or to the well stream upstream of the container 3, as illustrated in figure 3 with dashed lines, which extends the gas return line 12 to the upstream side of the container 3. This alternative can be advantageous e.g. in a case where liquid is precipitated from the expanded gas on the outlet side of the turbo expansion unit 10.
Ekspansjonsturbinen 16 i turboekspansjonsenheten 10 er driftsmessig koblet til en rotor eller stator i en generator 17. The expansion turbine 16 in the turbo expansion unit 10 is operationally connected to a rotor or stator in a generator 17.
Generatoren 17 er koblet til et sett batterier 18, og generatoren leverer under drift ladestrøm til batteriene som resultat av tilførsel av komprimert gass til turboekspansjonsenheten 10 via gassresirkuleringssløyfen 11, 12. Batterisettet kan være inkorporert i et avbruddsfritt strømforsyningssystem (UPS) 19. The generator 17 is connected to a set of batteries 18, and during operation the generator delivers charging current to the batteries as a result of the supply of compressed gas to the turbo expansion unit 10 via the gas recycling loop 11, 12. The battery set can be incorporated into an uninterruptible power supply system (UPS) 19.
Pumpemotoren 5 blir drevet fra batteriet/batteriene 18, eller som et alternativ drevet direkte av generatoren 17. Under drift suger pumpen væske fra beholderen 3 via væsketilførselsledning 20 for injeksjon inn i utløpsledningen 9 for komprimert gass, via væskeinjeksjonsledningen 21 som er forbundet til utløpsled-ningen 9 i et væskeinjeksjonspunkt. Dersom det passer, kan resirkulering av væske tilbake til beholderen 3 oppnås via væskeretursløyfe 22 og strømningsreguleringsventil 23 som forbinder beholderen 3 med væskeinjeksjonsledningen 21 på utløpssiden av pumpen. The pump motor 5 is powered by the battery/batteries 18, or as an alternative powered directly by the generator 17. During operation, the pump sucks liquid from the container 3 via liquid supply line 20 for injection into the outlet line 9 for compressed gas, via the liquid injection line 21 which is connected to the outlet line the ning 9 in a liquid injection point. If appropriate, recirculation of liquid back to the container 3 can be achieved via liquid return loop 22 and flow control valve 23 which connects the container 3 with the liquid injection line 21 on the discharge side of the pump.
I den utførelsen som er beskrevet ovenfor, som prosesserer et homogenisert tofasefluid, kan pumpen 2 virke som en dreneringspumpe som kun drives intermitterende for å drenere kompresjonssystemet for overskytende væske. For dette formålet kan væske som er oppsamlet i kompressoren og i hvilket som helst hjelpeutstyr, bli returnert til beholderen 3 via en dreneringsledning 24. Drift av pumpen 2 kan være initiert som respons på et målt væskenivå i beholderen 3 og/eller kompressoren. In the embodiment described above, which processes a homogenized two-phase fluid, the pump 2 may act as a drain pump which is operated only intermittently to drain the compression system of excess fluid. For this purpose, liquid collected in the compressor and in any auxiliary equipment can be returned to the container 3 via a drainage line 24. Operation of the pump 2 can be initiated in response to a measured liquid level in the container 3 and/or the compressor.
Overskytende væske kan alternativt bli oppsamlet i en separat dreneringstank, slik som en sump 25 innrettet på kompressoren eller en dreneringsbeholder (drain pot) 26 innrettet i strøm-ningsforbindelse med kompressoren. Driften av pumpen kan så bli initiert som respons på et målt væskenivå i kompressoren, i sumpen eller i dreneringsbeholderen. Pumpen vil da bare kjøre, på batteristrøm, dersom kompressoren er fylt med væske, og kjøre inntil væsken i kompressorhuset og i eventuelt hjelpeutstyr ligger på et akseptabelt nivå der det er trygt å starte kompressoren. Excess liquid can alternatively be collected in a separate drainage tank, such as a sump 25 arranged on the compressor or a drainage container (drain pot) 26 arranged in flow connection with the compressor. The operation of the pump can then be initiated in response to a measured liquid level in the compressor, in the sump or in the drainage container. The pump will then only run, on battery power, if the compressor is filled with liquid, and run until the liquid in the compressor housing and in any auxiliary equipment is at an acceptable level where it is safe to start the compressor.
I andre utførelser, slik som utførelser hvor pumpen f.eks. er i drift hyppigere, kan pumpen bli stoppet i tilfelle væsken når et lavt innstillingspunkt/lavt væskenivå i beholderen 3 eller kompressoren. Pumpen kan også ha en ekstern væskeserviceledning som typisk leverer metanol eller glykol som kan brukes til kontinuerlig og/eller intermitterende fylling (priming) av pumpen. In other designs, such as designs where the pump e.g. is in operation more frequently, the pump may be stopped in case the liquid reaches a low set point/low liquid level in the container 3 or the compressor. The pump may also have an external fluid service line that typically supplies methanol or glycol that can be used for continuous and/or intermittent priming of the pump.
Kraft til hjelpeutstyr og regulering kan bli tilført kompressormotoren 4 via VSD-blokk 6 og navlestreng-terminer-ingshodeblokk 27 som representerer de nødvendige høyspennings-og lavspenningskretser, våtkoblede konnektorer, koblingsanlegg, skillebrytere osv. Power for auxiliary equipment and regulation can be supplied to the compressor motor 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.
Kompressorer brukt i undersjøiske kompresjonssystemer kan være konstruert for en betydelig økning av gasstrykk, som f.eks. fra om lag 40 bar ved kompressorinntaket til om lag 120 bar ved kompressorutløpet. Kraftige sentrifugalkompressorer for våtgass blir vanligvis brukt i denne forbindelse, typisk med driftseffekt i området fra om lag én til flere titalls megawatt og med rotasjonshastighet i størrelsesorden 8-12 000 omdr./minutt. Compressors used in subsea compression systems can be designed for a significant increase in gas pressure, such as 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, typically with an operating power in the range from about one to several tens of megawatts and with a rotation speed of the order of 8-12,000 rpm.
Vedkommende pumper som brukes i undersjøiske kompresjonssystemer er konstruert for å øke væsketrykket opp til det trykket som kreves for injisering av væsken i den komprimerte gassen som strømmer ut fra kompressoren. Fortrengningspumper er nyttige i denne forbindelse, dimensjonert for driftseffekt i området fra noen titalls kilowatt til flere hundre kilowatt, og med rotasjonshastighet på om lag 1500-4000 omdr./minutt. I utførelse f.eks. som en dreneringspumpe kan pumpen være konstruert for strømningshastigheter i størrelsesorden om lag 100 m3 per time. Relevant pumps used in subsea compression systems are designed to increase the liquid pressure up to the pressure required for injecting the liquid into the compressed gas flowing out from the compressor. Displacement pumps are useful in this connection, dimensioned for operating power in the range from a few tens of kilowatts to several hundred kilowatts, and with a rotation speed of approximately 1500-4000 rpm. In execution e.g. as a drainage pump, the pump can be designed for flow rates of the order of about 100 m3 per hour.
Kompressorer, fortrengningspumper eller sentrifugalpumper som roterer med andre turtall og driftseffekt kan imidlertid også brukes. However, compressors, displacement pumps or centrifugal pumps that rotate at different speeds and operating power can also be used.
Ikke desto mindre skaffer foreliggende oppfinnelse stor frihet i valg av roterende komponenter i kompresjonsstasjonen fordi drivgasstrømningen og resulterende utgående dreiemoment og rotasjonshastighet lar seg regulere med Nevertheless, the present invention provides great freedom in the choice of rotating components in the compression station because the propellant gas flow and resulting output torque and rotational speed can be regulated with
strømningsreguleringsventilen 13. the flow control valve 13.
En anordning for hastighetsreduksjon eller regulering, indikert med en symbolisk representasjon 28 på figur 3, slik som f.eks. en hydrodynamisk momentomformer eller en elektrisk hysterese-clutch, f.eks., kan valgfritt være satt inn mellom turboekspansjonsenheten og generatoren og regulert mellom null og 100 % låsing mellom drivende og drevne komponenter, avhengig av det nødvendige utgående dreiemoment. A device for speed reduction or regulation, indicated by a symbolic representation 28 in Figure 3, such as e.g. a hydrodynamic torque converter or an electric hysteresis clutch, for example, can optionally be inserted between the turboexpansion unit and the generator and regulated between zero and 100% locking between driving and driven components, depending on the required torque output.
Den distribuerte kraftforsyningen og undersjøiske kraft-genereringen slik det er beskrevet ovenfor, gir en rekke fordeler, blant andre følgende: • en forenklet kraftdistribusjon fra overflate/land til pumpen, • besparelse av plass og kostnader som følge av mindre komplekst utstyr og kraftregulering, The distributed power supply and subsea power generation as described above provide a number of advantages, among others the following: • a simplified power distribution from the surface/shore to the pump, • saving of space and costs as a result of less complex equipment and power regulation,
• drenering av kompressoren er mulig uten at den kjører, • draining the compressor is possible without it running,
• forenklet regulering ved bruk av turboekspansjonsenhet som kan kjøre med stor variasjon av rotasjonshastigheter, • simplified regulation using a turbo expansion unit that can run with a large variation of rotation speeds,
• forenklet pumperegulering, • simplified pump regulation,
« et mykt antisurge-system, en bedre strømningsmargin mot kompressorsurge, • lading av UPS-batterier ved å nytte overskuddskraft/ trykkdifferanse i perioder da pumpen ikke kjører. « a soft antisurge system, a better flow margin against compressor surge, • charging UPS batteries by using excess power/pressure difference during periods when the pump is not running.
Oppfinnelsen er ikke begrenset til utførelsene som er beskrevet ovenfor. Tvert imot kan mange mulige modifikasjoner være åpenbare for en fagperson ut fra beskrivelsene her, uten å gå bort fra oppfinnelsens grunnidé. Slik modifikasjon kan for eksempel omfatte et antall kompressorer og pumper innrettet i det undersjøiske kompresjonssystemet. En annen modifikasjon ser for seg at to eller flere kompressorer eller kompressortrinn er innrettet i serie. I slik utførelse kan en mellomkjøler være installert mellom kompressorene eller kompressortrinnene som er innrettet i serie. Det kan også tenkes et arrangement med en mellomliggende tapping og ekstrahering av komprimert gass mellom kompressorene eller kompressortrinnene innrettet i serie, for tilførsel til turboekspansjonsenheten. The invention is not limited to the embodiments described above. On the contrary, many possible modifications may be obvious to a person skilled in the art from the descriptions herein, without departing from the basic idea of the invention. Such modification can, for example, include a number of compressors and pumps arranged in the underwater compression system. Another modification envisages that two or more compressors or compressor stages are arranged in series. In such an embodiment, an intercooler can be installed between the compressors or the compressor stages which are arranged in series. An arrangement with an intermediate tapping and extraction of compressed gas between the compressors or compressor stages arranged in series, for supply to the turbo expansion unit, is also conceivable.
Disse og andre tenkelige modifikasjoner som gir tilsvarende virkning og fordeler, er forutsett av oppfinneren og skal regnes som inkludert i omfanget av de vedlagte patentkravene. These and other imaginable modifications that provide similar effects and advantages are foreseen by the inventor and are to be considered included in the scope of the attached patent claims.
Claims (22)
Priority Applications (7)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120748A NO334830B1 (en) | 2012-06-27 | 2012-06-27 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| MYPI2013001911A MY166506A (en) | 2012-06-27 | 2013-05-23 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| EP13002950.7A EP2679766B1 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-07 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| AU2013206260A AU2013206260B2 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-11 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| SG10201510355UA SG10201510355UA (en) | 2012-06-27 | 2013-06-26 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| US13/928,441 US20140003963A1 (en) | 2012-06-27 | 2013-06-27 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
| CN201310262022.0A CN103511218B (en) | 2012-06-27 | 2013-06-27 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120748A NO334830B1 (en) | 2012-06-27 | 2012-06-27 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120748A1 NO20120748A1 (en) | 2013-12-30 |
| NO334830B1 true NO334830B1 (en) | 2014-06-10 |
Family
ID=48698865
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120748A NO334830B1 (en) | 2012-06-27 | 2012-06-27 | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20140003963A1 (en) |
| EP (1) | EP2679766B1 (en) |
| CN (1) | CN103511218B (en) |
| AU (1) | AU2013206260B2 (en) |
| MY (1) | MY166506A (en) |
| NO (1) | NO334830B1 (en) |
| SG (1) | SG10201510355UA (en) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO335664B1 (en) * | 2013-04-30 | 2015-01-19 | Vetco Gray Scandinavia As | Method and system for collecting and evacuating drainage fluid in an underwater compression system |
| GB2540506B (en) | 2014-05-07 | 2021-09-08 | Aker Solutions As | Power supply assembly and associated method |
| NO339899B1 (en) * | 2015-05-14 | 2017-02-13 | Vetco Gray Scandinavia As | A control system for controlling a subsea gas compression system |
| CN106982016B (en) * | 2016-01-15 | 2021-11-26 | 松下知识产权经营株式会社 | Turbo compressor device |
| NO20160240A1 (en) * | 2016-02-12 | 2017-08-14 | Fmc Kongsberg Subsea As | Pump |
| NO344474B1 (en) | 2018-06-25 | 2020-01-13 | Fmc Kongsberg Subsea As | Subsea compression system and method |
| EP4211100A4 (en) | 2020-09-14 | 2024-02-28 | Conocophillips Co | Method and apparatus for creating a small pressure increase in a natural gas stream |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3708959A (en) * | 1971-07-09 | 1973-01-09 | Dunham Bush Inc | Method for separating oil from compressed gas |
| US4903245A (en) * | 1988-03-11 | 1990-02-20 | Exploration Logging, Inc. | Downhole vibration monitoring of a drillstring |
| US5236305A (en) * | 1989-02-06 | 1993-08-17 | Davorin Kapich | High speed hydraulic turbine drive |
| US4970867A (en) * | 1989-08-21 | 1990-11-20 | Air Products And Chemicals, Inc. | Liquefaction of natural gas using process-loaded expanders |
| NO900500D0 (en) * | 1990-02-02 | 1990-02-02 | Kvaerner Subsea Contracting | PROCEDURE FOR UNDERWATER ROUTE TRANSPORTATION OF HYDROCARBON FLOWERS AA HINTER HYDRATE CREATION, AND UNDERWATER PLANT FOR PROCESSING A BROWN CURRENT FOR AA HIDDEN HYDRATE CREATION. |
| US5200705A (en) * | 1991-10-31 | 1993-04-06 | Schlumberger Technology Corporation | Dipmeter apparatus and method using transducer array having longitudinally spaced transducers |
| US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
| NO321304B1 (en) * | 2003-09-12 | 2006-04-24 | Kvaerner Oilfield Prod As | Underwater compressor station |
| AU2005266327B2 (en) * | 2004-07-27 | 2008-04-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Plant for separating a mixture of oil, water and gas |
| NO20055727L (en) * | 2005-12-05 | 2007-06-06 | Norsk Hydro Produksjon As | Electric underwater compression system |
| US7470086B2 (en) * | 2006-01-04 | 2008-12-30 | Clifford Allen Jennings | Submersible tethered platform for undersea electrical power generation |
| US8118114B2 (en) * | 2006-11-09 | 2012-02-21 | Smith International Inc. | Closed-loop control of rotary steerable blades |
| US8555672B2 (en) * | 2009-10-22 | 2013-10-15 | Battelle Energy Alliance, Llc | Complete liquefaction methods and apparatus |
-
2012
- 2012-06-27 NO NO20120748A patent/NO334830B1/en not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-05-23 MY MYPI2013001911A patent/MY166506A/en unknown
- 2013-06-07 EP EP13002950.7A patent/EP2679766B1/en not_active Not-in-force
- 2013-06-11 AU AU2013206260A patent/AU2013206260B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-06-26 SG SG10201510355UA patent/SG10201510355UA/en unknown
- 2013-06-27 US US13/928,441 patent/US20140003963A1/en not_active Abandoned
- 2013-06-27 CN CN201310262022.0A patent/CN103511218B/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2013206260A1 (en) | 2014-01-16 |
| EP2679766A3 (en) | 2015-09-30 |
| EP2679766A2 (en) | 2014-01-01 |
| EP2679766B1 (en) | 2016-08-17 |
| CN103511218A (en) | 2014-01-15 |
| AU2013206260B2 (en) | 2017-03-30 |
| MY166506A (en) | 2018-06-27 |
| US20140003963A1 (en) | 2014-01-02 |
| SG10201510355UA (en) | 2016-01-28 |
| NO20120748A1 (en) | 2013-12-30 |
| CN103511218B (en) | 2017-04-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO334830B1 (en) | Apparatus and method for operating a subsea compression system in a well stream | |
| NO335032B1 (en) | Submarine compression system with pump driven by compressed gas | |
| US5117908A (en) | Method and equipment for obtaining energy from oil wells | |
| US20120308408A1 (en) | Subsea compression system for well stream boosting | |
| WO2019071088A1 (en) | Electric powered hydraulic fracturing system without gear reduction | |
| US10581360B2 (en) | Power supply assembly and associated method | |
| NO20140176A1 (en) | Apparatus and methods for providing fluid into a subsea pipeline | |
| US20210108489A1 (en) | Multi-source electric fracturing and reserve power | |
| EP2562423A1 (en) | Rotors | |
| NO20130749A1 (en) | Rotary machine with fault-tolerant active magnetic storage | |
| NO334248B1 (en) | Underwater device for direct current loads | |
| BR102013016436A2 (en) | Method and system for operating an underwater compression system in a well stream | |
| CN111412026A (en) | Lubricating oil supply system allowing DC accident oil pump motor to be started slowly | |
| RU2571895C1 (en) | Hydrodynamic starter-generator drive | |
| RU2535518C1 (en) | Oil system of power gas turbine unit | |
| CN202532139U (en) | Emergency thin oil lubrication device | |
| RU2567587C1 (en) | System of water-gas simulation of formation | |
| KR20150143054A (en) | emergency lubricating oil supplying device for reduction gear | |
| ITMI20061224A1 (en) | COMPRESSION OR PUMPING SYSTEM OF FLUIDS | |
| CN103851323A (en) | Novel lubricating oil system of concrete volute casing pump of nuclear power plant | |
| CN103527440A (en) | High-pressure pump prying system | |
| ZA201001414B (en) | Hybrid drive system | |
| NO861210L (en) | PUMP KIT FOR INSTALLATION IN PIPELINES, SPECIFICALLY ON THE SEA. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |