NO335353B1 - Isolerende kobling for elektrisk oppvarmet rørledning - Google Patents
Isolerende kobling for elektrisk oppvarmet rørledning Download PDFInfo
- Publication number
- NO335353B1 NO335353B1 NO20032884A NO20032884A NO335353B1 NO 335353 B1 NO335353 B1 NO 335353B1 NO 20032884 A NO20032884 A NO 20032884A NO 20032884 A NO20032884 A NO 20032884A NO 335353 B1 NO335353 B1 NO 335353B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- electrically insulating
- flow channel
- coupling
- electrically
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 34
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 claims abstract description 17
- 210000000629 knee joint Anatomy 0.000 claims abstract description 13
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 14
- 230000000452 restraining effect Effects 0.000 claims description 11
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 8
- 239000003989 dielectric material Substances 0.000 claims description 6
- MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N ZrO2 Inorganic materials O=[Zr]=O MCMNRKCIXSYSNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229920004943 Delrin® Polymers 0.000 claims description 3
- 239000002033 PVDF binder Substances 0.000 claims description 3
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 3
- 229920002379 silicone rubber Polymers 0.000 claims description 2
- 239000004677 Nylon Substances 0.000 claims 3
- 229920001778 nylon Polymers 0.000 claims 3
- 229920002981 polyvinylidene fluoride Polymers 0.000 claims 2
- RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N oxygen(2-);zirconium(4+) Chemical compound [O-2].[O-2].[Zr+4] RVTZCBVAJQQJTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 239000004945 silicone rubber Substances 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 12
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 7
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 abstract description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 5
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 5
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 5
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 5
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 3
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 3
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229920000571 Nylon 11 Polymers 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 229910000601 superalloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910000975 Carbon steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000976 Electrical steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920002396 Polyurea Polymers 0.000 description 1
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 1
- 230000001154 acute effect Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000010962 carbon steel Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000002500 effect on skin Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000010291 electrical method Methods 0.000 description 1
- 239000012777 electrically insulating material Substances 0.000 description 1
- 210000003108 foot joint Anatomy 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 1
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 1
- 230000000135 prohibitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 1
- 231100000812 repeated exposure Toxicity 0.000 description 1
- 239000005060 rubber Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012876 topography Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L25/00—Constructive types of pipe joints not provided for in groups F16L13/00 - F16L23/00 ; Details of pipe joints not otherwise provided for, e.g. electrically conducting or insulating means
- F16L25/02—Electrically insulating joints or couplings
- F16L25/026—Electrically insulating joints or couplings for flanged joints
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L53/00—Heating of pipes or pipe systems; Cooling of pipes or pipe systems
- F16L53/30—Heating of pipes or pipe systems
- F16L53/35—Ohmic-resistance heating
- F16L53/37—Ohmic-resistance heating the heating current flowing directly through the pipe to be heated
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Insulating Bodies (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Resistance Heating (AREA)
Abstract
En elektrisk isolerende kopling (EIJ) for en rør-i- rør elektrisk rørledning er framskaffet. En keramisk skive under komprimerende belastning og dielektrisk i et ringrom fremskaffer elektrisk isolasjon og mekanisk styrke. Et isolerende for strekker seg rundt den keramiske skiven for å fremskaffe elektrisk isolasjon når materialer forskjellig fra hydrokarboner passerer gjennom ElPen. Det isolerende foret kan være forlenget gjennom et kneledd. Trykkporter kan bli benyttet til å overvåke fluidlekkasje, og en innbygd transformator kan bli benyttet til å overvåke elektriske lekkasjestrømmer.
Description
Denne oppfinnelsen gjelder undervannsrørledninger. Mer spesielt, er et apparat framskaffet for elektrisk å isolere og kople elektrisk energi til et segment av en rørledning som er elektrisk oppvarmet ved å bruke en rør-i-rør konfigurasjon.
Offshore hydrokarbongjenvinningsoperasjoner beveger seg mer og mer inn i dypere havområder og mer fjerne plasseringer. Ofte er satellittbrønner gjort ferdig på sjøbunnen og er koplet til fjerne plattformer eller andre fasiliteter gjennom forlengde undersjøiske rørledninger. Noen av disse rørledningene strekker seg gjennom vann som er tusen fot dypt og hvor temperaturene til vannet nær sjøbunnen er i området av 40 °F. Hydrokarbonfluidet, vanligvis produsert sammen med litt vann, når havbunnen ved mye høyere temperaturer, karakterisk for dyp tusenvis av fot under sjøbunnen. Når hydrokarbonfluidet og noe vann til stede begynner å avkjøles, oppstår fenomen som kan vesentlig påvirke strømmen av fluidet gjennom rørledningen. Ved slike lave temperaturer, blir noen råoljer veldig tyktflytende eller avleirer parafin. Begge fenomenene kan forhindre strømninger. Hydrokarbongass under trykk (fri gass eller oppløst gass i råolje) kan forenes med vann ved reduserte temperaturer og danne et fast is-liknende materiale, kalt et "hydrat". Hydratene kan tette rørledninger og danne en plugg, og disse pluggene er veldig vanskelig å fjerne. På store dyp kan konvensjonelle fremgangsmåter for å fjerne trykk i rørledningen og fjerne en hydratplugg ikke være effektive. Høyere trykk i rørledningen og ujevn sjøbunnstopografi kan forårsake mye tidsforbruk for oppretting, som kan være kostbart i form av tapt produksjon.
Problemet med lavere temperaturer i undersjøiske rørledninger har blitt tatt fatt i ved å plassere termisk isolasjon på rørledningene, men lengden av noen rørledninger gjør termisk isolasjon alene ineffektivt. Økt gjennomstrømningsrate gjennom rørledningene hjelper også til å minimere temperaturtapene til fluidene, men strømningsraten varierer og er bestemt av andre faktorer. Problemet med varmetap fra en rørledning øker sent i livssyklusen til et hydrokarbonreservoar, fordi produksjonsraten ofte reduseres på det tidspunktet. Problemene blir spesielt akutte når en rørledning må bli stengt av for en forlenget tidsperiode. Dette kan skje, for eksempel, på grunn av arbeid på brønnene eller på fasiliteter som mottar fluid fra rørledningen. Kostnaden av termisk isolasjon alene for å forhindre urimelig avkjøling av rørledningene blir uoverkommelig under disse forholdene.
Å varme rørledninger ved å bunte rørledninger med en separat rørledning som kan bli oppvarmet med sirkulasjon av varmefluid har blitt lenge praktisert innenfor industrien. Å varme med en variasjon av elektriske fremgangsmåter har også vært kjent. De fleste av forslagene for elektrisk oppvarming av rørledninger har blitt relatert til rørledninger på lang, men i senere år har industrien undersøkt en variasjon av
fremgangsmåter for elektrisk oppvarming av undersjøiske rørledninger. ("Direct Impedance Heating of Deepwater Flowlines", OTC 11037, mai 1999).
To konfigurasjoner for elektrisk oppvarming har blitt vurdert. I én konfigurasjon, er en enkel strømningsrørledning elektrisk isolert, og strøm strømmer langs strømnings-rørledninger. Dette er kalt "SHIP"-systemet ("Single Heated Insulated Pipe"). I den andre konfigurasjonen for elektrisk oppvarming, er en rør-i-rør undersjøisk rørledning fremskaffet, hvor en strømningsrørledning for å transportere brønnfluid er det indre røret og er omkranset konsentrisk av og elektrisk isolert fra et elektrisk ledende ytre rør, inntil de to rørene er elektrisk tilkoplet ved én ende. Spenning er påført mellom det indre og det ytre røret ved motstående ender, og elektrisk strøm strømmer langs den ytre overflaten av det indre røret og langs den indre overflaten av det ytre røret. Denne rør-i-rør fremgangsmåten for å oppvarme er for eksempel vist i US patent nr. 6 142 707. Andre patenter relatert til rør-i-rør fremgangsmåte for oppvarming omfatter US patent nr. 6 292 627 Bl og US patent nr. 6 371 693 Bl.
Enhver fremgangsmåte for elektrisk oppvarming av et segment av en rørledning krever at segmentet er elektrisk isolert fra andre deler av rørledningen. Rør-i-rør fremgangsmåten for å varme opp vist i det refererte patentet krever, når energi er påført til én ende av segmentet som skal bli oppvarmet, en elektrisk isolerende kopling (heri kalt "EIJ") ved den energitilførte enden av segmentet. Den energitilførte enden er vanligvis på eller festet til en offshoreplattform eller andre strukturer hvor elektrisk energi er generert. Spenningstapet over EIJ'en bestemmer mengden av oppvarming tilgjengelig og lengden av et segment som kan bli oppvarmet. For en rørledning noen kilometer lang er et spenningstap på tusenvis av volt forventet. Elektrisk strøm gjennom rørledningen kan være i området av hundrevis av ampere.
En undersjøisk rørledning kan inneholde, sammen med hydrokarboner, vann, fett, rørgjengefett, brønnbehandlingskjemikalier, inhibitorer eller andre forurensninger og fra tid til annen selv metalldeler fra overflateutstyr slik som sandsiler eller spjeld. Vann kan kondensere over EIJ'en som fluid i det oppvarmede segmentets avkjølingsområde. Derfor er det et behov for en elektrisk isolerende kopling som kan opprettholde elektrisk isolasjon selv ved tilstedeværelse av harde kjemikalier og mekaniske omgivelser. Den isolerende koplingen bør være i stand til å overleve gjentatte eksponeringer til alle disse materialene uten å bli ødelagt elektrisk eller å redusere varmeevnen til systemet. Den primære beskyttelsen bør være passiv, dvs. ikke avhengig av instrumentering, men instrumentering kan bli benyttet for overvåking. Innretningen burde også være i stand til å overføre de store statiske belastningene til et undersjøisk rørledningsstigerør som er bundet til strukturen. Ikke under noen omstendigheter bør det være en trykkutløser eller eksponering av en tenningskilde.
Apparatet er fremskaffet for å påføre elektrisk energi til en rør-i-rør oppvarmet rørledning. En elektrisk isolerende kopling (EIJ) fremskaffer mekanisk kopling, trykkoppbevaring og elektrisk isolasjon av en oppvarmet og en ikke-oppvarmet del. En keramisk ring under kompresjon og dielektrisk i ringrommet separerer de indre og den ytreTørringene. Et dielektrisk innlegg er plassert over den keramiske ringen og veggen til strømningskanalen for en valgt distanse i hver retning fra den keramiske ringen. Ytterligere bekledd rør (for eksempel et kneledd) kan bli benyttet til å forlenge denne distansen over den keramiske ringen og å plassere EIJ'en med en utvalgt vinkel i forhold til vertikalen. En ytterligere keramisk ring kan bli plassert mellom skuldrene i EIJ'en. O-ring tetninger kan bli plassert på den keramiske ringen og i det ikke-ledende ringrommet. Trykkporter kan bli plassert slik at de indikerer trykkoppbygning over en O-ring eller andre tetninger. En omformer kan bli plassert slik at den indikerer elektrisk lekkasjestrøm langs innlegget.
I henhold til den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebragt en elektrisk isolerende kopling for en elektrisk oppvarmet rør-i-rør rørledning som angitt i krav 1, og en fremgangsmåte som angitt i krav 17, for å installere den elektrisk isolerte koplingen. I henhold oppfinnelsen er det også tilveiebragt et system som angitt i krav 16, for elektrisk å varme opp et segment av en rørledning. Oppfinnelsen skal beskrives nærmere i det følgende i forbindelse med noen utførelseseksempler og under henvisning til tegningene, der figur 1 viser et perspektiv av apparatet for å varme et stigerør og et segment av rør-i-rør rørledningen nær en offshoreplattform; figur 2 viser et skjematisk tverrsnitt av rør-i-rør elektrisk oppvarmingsapparat; figur 3 viser et deltverrsnitt av en tidligere kjent isolasjonskopling; figur 4 viser et sammensatt tverrsnittsperspektiv av den elektriske isolasjonskoplingen beskrevet nedenfor; figur 5 er et tverrsnitt av kneleddsdelen av den elektrisk isolerende koplingen beskrevet neden; figur 6 er et tverrsnitt av legemet til den elektrisk isolerende koplingen beskrevet nedenfor; figur 7 er et endeperspektiv av legemet til den elektrisk isolerende koplingen beskrevet nedenfor; figur 8 er tverrsnittet av legemet til den elektrisk isolerende koplingen beskrevet nedenfor gjennom vinkelen som viser den elektriske inngangskoplingen; og figur 9 er et skjematisk tverrsnitt av den elektriske omformeren beskrevet nedenfor og strømning av lekkasjestrøm.
Med referanse til figur 1, er omgivelsene for bruk av en elektrisk isolerende kopling (EIJ) illustrert. Her er en fjern satellittbrønn 12 plattform koplet til plattform 14 med undersjøisk rør-i-rør rørledning 10. Den undersjøiske rørledningen 10 kan omfatte en sjøbunnseksjon 19 og et stigerør 18. En elektrisk isolerende kopling 38 er plassert i stigerøret 18, hvoretter elektrisk energi er tilført til stigerøret 18 og sjøbunnseksjonen 19. Overflatefasiliteter 16 på plattform 14 omfatter en elektrisk energitilførsel. Sjøbunn-seksjonen 19 kan være opptil 20 km lang eller mer. Rør-i-rør strømningslinjen 10 kan være satt i sammen av 40 fot koplinger av rør sveiset sammen. Det er vanlig å danne individuelle 160 fot segmenter av rør, kalt firer (fire koplinger), som deretter er sveiset sammen idet de er plassert undersjøisk for danne rør-i-rør strømlinjen 10. Sjøbunn-seksjonen 19, som kan være 800 meter eller mer under sjøoverflaten 28, kan ende ved sleden 20, hvor det ytre røret og det indre røret til rørledningen er elektrisk tilkoplet med et skott eller annet apparat på sleden 20.
Figur 2 illustrerer én utførelse av en elektrisk oppvarmet rør-i-rør rørledning. I utførelsen vist i figur 2, omfatter rørledningen 10 et elektrisk ledende ytre rør 32 og en elektrisk ledende produktstrømningslinje eller indre rørsegment 34 anordnet konsentrisk. Ringrommet 36 er definert mellom det indre rørsegmentet 34 og det ytre røret 32. Den elektrisk isolerende koplingen (EIJ) 38, som vanligvis er i nærheten av plattformen 14, kopler strukturelt og isolerer elektrisk det oppvarmede segmentet 34 av det indre røret fra det ytre røret 32 og fra det indre røret i et ikke-oppvarmet segment. Den strukturelle koplingen i figur 2 er illustrert med en skillevegg i nærheten til den elektriske isolasjonen i det indre røret 34. Elektrisk energitilførsel 40 er koplet over det indre røret 34 og det ytre røret 32 ved enden av et segment av rørledningen som skal bli oppvarmet. Derved tjener det oppvarmede segmentet av rør-i-rør strømningslinjen 10 som en energioverføringslinje, med kretsen ferdigstilt av en elektrisk bane som kopler det indre røret 34 og det ytre røret 32 ved en andre ende 44 av rørledningen, som er normalt i nærheten til sleden 20 (figur 1). Ved å sende energi, tjener hele det oppvarmede segmentet av rørledningen 10 som en elektrisk varmeovn. Tilkoplingen for å kople sammen det indre og det ytre røret kan bli fremskaffet av en elektrisk ledende skillevegg 46 (figur 2). For å forhindre elektrisk kortslutning over ringrommet 36, må det indre røret 34 være elektrisk isolert fra det ytre røret 32 langs hele lengden av det oppvarmede segmentet 10 bortsett fra ved skilleveggen 46.
En tidligere kjent EIJ, vist i US patent nr. 6 142 707, er illustrert i figur 3. EIJ 38A omfatter ringformede ringer 62 for å isolere de indre og det ytre rørene. Ringformede ringer 62 kan være dannet fra epoksy eller zirkondioksid. Andre ringformede rom 63 inne i EIJ 38 er fylt med tilsvarende elektrisk isolerende materialer med høy slitestyrke. I henhold til dette patentet er foret 54 bundet over hver side av isolatorgrensesnittet 64 for å forhindre elektrisk nedbryting på grunn av saltlake i brønnfluidene. Det elektriske tilkoplingspunktet 46 er koplet til det indre røret ved hjelp av gjennomføring 46C, som passerer gjennom porten 46D. Foringen 54 avsluttes i senkeringforingsavslutningen 66.
Med referanse til figur 4 er EIJ 38B illustrert. Den indre rørtilkoplingen 102 er tilkoplet til det indre røret til et segment til rør-i-rør elektrisk oppvarmet rørledning. Det ytre rørnavet 104 er tilkoplet til det ytre røret til segmentet. Det indre rørnavet 106 danner enden av det indre røret og danner en endeoverflate for å tette og å påføre en komprimerende koplingskraft. Kneleddet 110 kan bli sammenføyd til legemet 112 til EIJ'en med boltene 114A og mutrene 114B. Isolerende for 108A og 108B strekker seg gjennom minst en del av kneleddet 110 og minst delvis gjennom legemet 112 til EIJ'en. Fortrinnsvis er forene installert slik at den innvendige overflaten er kant i kant med den gjenværende strømningskanalen gjennom EIJ'en, som vist. Foret 108A omfatter fortrinnsvis en økt utvendig radius hvor foret kommer i kontakt med den dielektriske ringen 126. Formålet med den økte ytre radiusen er tosidig: (1) å øke den termiske isolasjonen mellom den innvendige overflaten til foret hvor høytemperaturoverslag kan finne sted, og den dielektriske ringen 126; og (2) å fremskaffe ytterligere tetningsevne for å beskytte mot forurensning bak foret 108A. Den ytterligere tetningen er realisert av plastisk deformering av formaterialet 108A mellom stålkomponentene 106 og 122.
Foret 108, bestående av foret 108A og 108B, er elektrisk isolerende, skal opprettholde dimensjonal stabilitet ved tilstedeværelse av fluid som passerer gjennom EIJ'en, skal ha høy ødeleggelsesmotstand etter gjentatte overslag og aldring, skal ha høy dielektrisk styrke etter gjentatte overslag og aldring, skal være hydrofob for å minimere kontinuerlig vannspor langs foret, skal ha en temperaturfastsettelse på minst 200 °F og fortrinnsvis skal være fleksibel nok til å tillate utsvingning av endene til foret for å tillate tetning ved en flens, som vist i figur 4 hvor fordelene 108A og 108B koples sammen. Formaterialet skal også ha høy sporbanemotstand etter vannoverslag og forurensnings-degradering. Disse egenskapene vil forhindre termisk degradering av foret eller urimelig energitap. Fortrinnsvis er foret 108 dannet fra PVDF (polyvinylidinfluorid) som er solgt av "ATOFINA Chemicals of Philadelphia", PA. Nylon 11 (polyamid 11) eller annen isolerende polymer kan også bli benyttet.
Figur 5 illustrerer kneleddet 110 i mer detalj. Sveisede konstruksjoner 117 er benyttet til å feste flenser 118A og 118B til endene av koplingen. Flensene 118 kan være ordinære API-flenser. Foret 108B er fortrinnsvis ca. 0,25 tommer tykt og er utvalgt til å ha en lengde innvendig av koplingen 110 som reduserer spenningsgradienten fra enden av det indre rørnavet 108 til enden av foret til en verdi som vil begrense overslagsenergi per lengdeenhet under en verdi som kan forårsake skade til polymeren. Fortrinnsvis vil foret 108, bestående av delene 108A og 108B, ha en lengde større enn 12 tommer, og mer fordelaktig, vil ha en lengde i området fra 24 til 48 tommer, men kan ha en større lengde.
Ytterligere elektrisk isolasjon mellom fluid som passerer gjennom kneleddet 110 og metallveggen til koplingen kan bli fremskaffet med dryppringen 119A og belegget 119B. Belegget 119B kan være en epoksy utvalgt for høye termiske og elektriske egenskaper. Belegget 119B kan strekke seg under foret 108. Dryppringen 119A har en kontur utvalgt til å bryte opp en strøm av vann som strømmer langs belegget 119B, for å forhindre en kontinuerlig vannfase som kan kortslutte fra enden til det indre rørnavet 106. Materialet til foret 108 bør også bli valgt til å være hydrofob, slik at det hjelper i å forhindre vannstrømning langs den indre overflaten til foret.
O-ringer 116 kan bli plassert nær endene til foret 108B for å være behjelpelig med å tette ringrommet mellom foret 108B og den innvendige veggen til kneleddet 110. Fortrinnsvis vil et hydrofob, elektrisk isolerende fett bli påført til den innvendige veggen før foret 108B og 108A er installert. Et passende fett er et polyureafett som var utviklet for høyspenningselektriske motorer, slik som Shell-Dolium eller Texaco-Polystar.
En svak bøy i kneleddet 110 er vanligvis foretrukket, hvor bøyningsvinkelen er valgt avhengig av vinkelen fra det vertikale av stigerøret ved plasseringen hvor EIJ'en skal installeres. For eksempel kan bøyningsvinkelen være 9 grader.
Med referanse til figur 6 er legemet 112 til EIJ'en vist. Den tilbakeholdende flensen 122 er koplet til det ytre rørnavet 104 med bolter i boltehullene 124. Vanligvis er 12 bolter med 1 3/8 tommer diameter med kapslede hoder ("cap heads") benyttet. Boltene er benyttet for å forhåndsbelaste de isolerende ringene 126 og 128 til en kompresjons-belastning, fortrinnsvis en belastning på ca. 500 000 kilo. Den isolerende ringen 126 er belastet mellom endeoverflaten til det indre rørnavet 106 og den innvendige endeoverflaten til den tilbakeholdende flensen 122. De isolerende ringene 126 og 128 er fortrinnsvis dannet fra zirkondioksid. Ring 126 kan ha en tykkelse på ca. 1 tomme. Ringrommet mellom det indre og det ytre røret er fylt med dielektrisk materiale. "DELRJN"-ring 134 kan bli plassert i ringrommet før sammenstilling ("DELRIN" er et varemerke). DELRTN-ringen kan omfatte o-ring spor som vist. Hvis o-ring tetningene på den øvre keramiske ringen skulle feile på grunn av overopphetning eller annen årsak, eller sprekker utvikler seg i den øverste keramiske ringen, kan gasstrykk eller til og med væske bli kommunisert fra strømningslinjen til EIJ-ringrommet på tvers av den keramiske overflaten. For å forhindre kommunikasjon av dette trykket til rørringrommet, er DELRTN-ringen 134 og tilhørende o-ringer fremskaffet i det nedre ringrommet til EIJ'en. DELRTN-ringen omfatter fortrinnsvis o-ring spor både på den innvendige og den utvendige overflaten til ringen. Andre dielektriske materialer kan bli benyttet istedenfor
DELRIN.
Silikongummi 130 og 136 er fortrinnsvis injisert inn i ringrommet, ved å benytte porter slik som 132 og andre porter motstående til punktet for injeksjon for å tillate evakuering av ringrommet før gummiinjeksjonen. Trykkporter 125 kan bli benyttet for å overvåke trykket på utsiden av o-ringer 123A og 123B. En port på utsiden av o-ringen 123A kan bli benyttet til å indikere skade av den tetningen, uavhengig av statusen til tetningen fremskaffet av o-ring 123B. Den tilbakeholdende flensen 138 er benyttet til å begrense dielektrisk 136 til ringrommet.
Med referanse til figur 7, er et endesnitt av legemet 112 vist med bolter 114A og boltehull 124. Lokket 152 for en elektrisk energitilkopling er vist sammen med tilkoplingselementet 120 for signaloverførsel av nåværende transformatormålinger. Tverrsnittet 8-8 er indikert. Figur 8 viser tverrsnittet 8-8 til legemet 112, som er i planet med den elektriske innputtilkoplingen 150. Lokket 152 er fjernet etter at EIJ'en er installert og elektrisk energi skal bli tilkoplet. For eksempel kan 300 ampere ved 2000 volt bli påført ved tilkoplingselement 150. Trykk kan bli overvåket bak tetninger til ringrommet ved portene 122. Faktisk kan alle portene bli koplet til en manifold ved å benytte separere rør og bli overvåket.
Figur 9 illustrerer fremgangsmåte og apparat for å overvåke elektrisk lekkasje-strøm som kan inntreffe langs overflaten til foret 108 i EIJ 138B. En transformator, bestående av kjerne 160 og viklinger 162, kan bli lagt inn i den tilbakeholdende flensen 122 over punktet hvor varmestrøm strømmer og under toppen av foret 108. Enhver lekkasjestrøm som strømmer på innsideoverflaten av foret 108 vil deretter fullføre en krets som illustrert med den prikkede linjen i figur 9. På grunn av skinneffekt og nærhetseffekt, vil strømstrømninger (AC) inntreffe langs den utvendige overflaten til innsiden av den konsentriske lederen, og langs den innvendige overflaten til utsiden av den konsentriske lederen, og stort sett langs overflaten av alle karbonstålledere i den nåværende lekkasjebanen. Lekkasjestrøm gjennom stålet strømmer deretter på utsiden av transformatorkjernen 160 og viklingene 162, som tillater lekkasjestrømmen langs foret, som er på innsiden av transformatorkjernen, å bli oppdaget.
Transformatorkjernen 160 kan bli dannet fra "SUPERALLOY", slik som 81 % nikkel og 14 % silikonstål, med 12 lag, som hver har en tykkelse på 0,014 tommer, tilgjengelig fra "Magnetic Metals of Anaheim", CA (SUPERALLOY er et varemerke). Kjernen kan være heftesveiset og varmebehandlet i henhold til produsentens spesifikasjoner. Ledermetalltråden 162 er fortrinnsvis toroideviklet på kjernen. Metall-tråden kan være viklet rundt kjernen 160 for å danne et tverrsnitt på 0,125 x 0,18 tommer, bestående av to viklinger med ca. 1000 viklinger hver. En av viklingene er redundant og kan bli påført energi for å teste den andre. Diameteren til transformatorringen kan være ca. 12 tommer. Transformatoren kan bli holdt på plass av ring 164, som er en tynn, kontinuerlig ring som tjener hovedsakelig som et skjold for elektriske og magnetiske felter som oppstår fra varmestrømmen, men tjener også som en tilbakeholder for transformatoren.
Mens spesielle utførelser av foreliggende oppfinnelse har blitt beskrevet, er det ikke tenkt at disse detaljene skal bli sett på som en begrensning til foreliggende oppfinnelse, bortsett fra at de er omfattet i de vedlagte krav. Det bør bli forstått at forskjellige endringer, erstatninger og forandringer kan bli gjort til disse uten å fravike fra omfanget av oppfinnelsen som definert av de vedlagte krav.
Claims (17)
1. Elektrisk isolerende kopling (38) for en elektrisk oppvarmet rør-i-rør rørledning (10),karakterisert vedet indre rørnav (106) til passet for å kople til et indre rør (34) til en rør-i-rør rørledning (10) og som har en endeoverflate og en strømningskanal til denne; et ytre rørnav (104) tilpasset for å kople til et ytre rør (32) i rør-i-rør rørledningen; en tilbakeholdende flense (122), hvor den tilbakeholdende flensen er mekanisk og elektrisk koplet til det ytre rørnavet (104) og som har en strømningskanal gjennom denne og som er tilpasset til å justere strømningskanalen med strømningskanalen gjennom det indre rørnavet (106), og som har en indre endeoverflate; en keramisk ring plassert mellom den innvendige endeoverflaten til den tilbakeholdende flensen og endeoverflaten til det indre rørnavet (106); et dielektrisk materiale i et ringrom mellom det indre rørnavet (106) og det ytre rørnavet (104) og den tilbakeholdende flensen; og et elektrisk isolerende for (108) i minst et segment av strømningskanalen til det indre rørnavet (106) og minst et segment av strømningskanalen til den tilbakeholdende flensen.
2. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 1,karakterisert vedat den keramiske ringen er laget av zirkondioksid.
3. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 1 eller 2,karakterisert vedå videre omfatte en andre keramisk ring, hvor den andre keramiske ringen er plassert mellom en skulder på det indre rørnavet (106) og en skulder på det ytre rørnavet (104).
4. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedat det dielektriske materialet er valgt fra en gruppe av dielektriske materialer bestående av "DELRIN", nylon og silikongummi.
5. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedat foret (108) er dannet av et materiale valgt fra en gruppe av materialer bestående av polyvinylidenfluorid og nylon.
6. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedå videre omfatte en o-ring plassert for å komme i kontakt med en øvre og en nedre overflate av den keramiske ringen ved en valgt radius på den øvre og den nedre overflaten.
7. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 6,karakterisert vedå videre omfatte en trykkport på utsiden av den utvalgte radius.
8. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedå videre omfatte en o-ring plassert på utsiden av foret (108) og i nærheten til en ende av foret.
9. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedå videre omfatte en transformator plassert for å oppdage elektriske lekkasjestrømmer langs foret.
10. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert vedå videre omfatte et kneledd koplet til den tilbakeholdende flensen, hvor kneleddet har en strømningskanal gjennom seg, hvor strømningskanalen er i flukt med strømningskanalen gjennom den tilbakeholdende flensen, og et elektrisk isolerende for i minst et segment av strømningskanalen til kneleddet.
11. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 10,karakterisert vedat strømningskanalen bøyer med en valgt vinkel.
12. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 10 eller 11,karakterisertved at foret er dannet av et materiale valgt fra gruppen av materialer bestående av polyvinylidenfluorid og nylon.
13. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til krav 10, 11 eller 12,karakterisert vedat kneleddet ytterligere omfatter en dryppkant i strømningskanalen, hvor dryppkanten er belagt med et elektrisk isolerende belegg som strekker seg minst til det elektrisk isolerende foret.
14. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene 10 til 13,karakterisert vedå videre omfatte en o-ring plassert på utsiden av foret og i nærheten til en ende av foret.
15. Elektrisk isolerende kopling (38) i henhold til ett av kravene 10 til 14,karakterisert vedå videre omfatte en transformator plassert for å oppdage elektriske lekkasjestrømmer langs foret.
16. System for elektrisk å varme opp et segment av en rørledning, som omfatter en elektrisk isolerende kopling (38) ved en første ende av segmentet i henhold til ett av kravene ovenfor,karakterisert veden rør-i-rør rørledning (10) bestående av et elektrisk ledende ytre rør (32) og et elektrisk ledende indre rør (34) anordnet konsentrisk i segmentet, et elektrisk isolerende ringrom som er definert mellom de indre og ytre rørene; en elektrisk tilkopling mellom det ytre røret og det indre røret ved en andre ende av segmentet; og en elektrisk energitilførsel ved den isolerende koplingen.
17. Fremgangsmåte for å installere en elektrisk isolert kopling for en elektrisk oppvarmet rør-i-rør rørledning (10),karakterisert vedstegene å kople sammen et indre rørnav til et indre rør til rør-i-rør rørledningen, hvor det indre rørnavet (106) har en endeoverflate og en strømningskanal gjennom seg; å kople et ytre rørnav (104) til et ytre rør i rør-i-rør rørledningen; å kople en tilbakeholdende flens (122) til det ytre rørnavet (104), hvor den tilbakeholdende flensen har en strømningskanal gjennom seg og er tilpasset til å justere strømningskanalen med strømningskanalen gjennom det indre rørnavet, og som har en innvendig sluttoverflate; å plassere en keramisk ring mellom den innvendige slutt overflaten til den tilbakeholdende flensen og sluttoverflaten til det indre rørnavet; å plassere et dielektrisk materiale i et ringrom mellom det indre rørnavet og det ytre rørnavet og den tilbakeholdende flensen; og å plassere et elektrisk isolerende for (108) i minst ett segment av strømningskanalen til det indre rørnavet og minst et segment av strømningskanalen til den tilbakeholdende flensen.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/179,703 US6688900B2 (en) | 2002-06-25 | 2002-06-25 | Insulating joint for electrically heated pipeline |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20032884D0 NO20032884D0 (no) | 2003-06-23 |
NO20032884L NO20032884L (no) | 2003-12-29 |
NO335353B1 true NO335353B1 (no) | 2014-11-24 |
Family
ID=27733942
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20032884A NO335353B1 (no) | 2002-06-25 | 2003-06-23 | Isolerende kobling for elektrisk oppvarmet rørledning |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6688900B2 (no) |
MY (1) | MY130905A (no) |
NO (1) | NO335353B1 (no) |
Families Citing this family (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7032930B2 (en) * | 2003-02-28 | 2006-04-25 | Ryan Energy Technologies | Electrical isolation connector subassembly for use in directional drilling |
US7033113B2 (en) * | 2003-05-01 | 2006-04-25 | Shell Oil Company | Mid-line connector and method for pipe-in-pipe electrical heating |
US7661479B2 (en) * | 2005-05-25 | 2010-02-16 | Duron Systems, Inc. | Subsea insulating shroud |
NO327252B1 (no) * | 2006-12-14 | 2009-05-25 | Nexans | Kabel til en rorledningsforbindelse |
MY164695A (en) * | 2010-06-24 | 2018-01-30 | Shell Int Research | Pipe transport system with hydrophobic wall |
FR3035169B1 (fr) * | 2015-04-16 | 2017-05-05 | Technip France | Dispositif de controle du remplissage d'une conduite en cours de pose dans une etendue d'eau, ensemble et procede associes |
EP3421715A1 (en) * | 2017-06-30 | 2019-01-02 | Nexans | An extended direct electric heating system |
US20220042639A1 (en) * | 2020-08-04 | 2022-02-10 | Micropen Technologies Corporation | Fluid conduit assemblies and fluid transport systems |
Family Cites Families (102)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US972308A (en) | 1908-10-26 | 1910-10-11 | James E Williamson | Electric heater for oil-wells. |
US1231202A (en) | 1914-09-09 | 1917-06-26 | Frank D Saylor | Insulating-joint. |
US2096279A (en) | 1935-03-26 | 1937-10-19 | Geophysical Service Inc | Insulated pipe connection |
US2217857A (en) | 1937-04-17 | 1940-10-15 | Shell Dev | Process for the removal of mud sheaths |
US2178720A (en) | 1938-02-23 | 1939-11-07 | Du Pont | Induction heated pipe |
US2206831A (en) | 1938-03-07 | 1940-07-02 | Illinois Tool Works | Gear and method of making |
US2224403A (en) | 1938-05-12 | 1940-12-10 | Albert G Purdue | Electrical heating of storage and transportation system of a viscous fluid |
US2306831A (en) | 1940-12-17 | 1942-12-29 | Preferred Utilities Company In | Method of and apparatus for insuring flow of viscous liquid |
US2757738A (en) | 1948-09-20 | 1956-08-07 | Union Oil Co | Radiation heating |
US2660249A (en) | 1949-11-18 | 1953-11-24 | John J Jakosky | Means for heating oil wells |
US2714930A (en) | 1950-12-08 | 1955-08-09 | Union Oil Co | Apparatus for preventing paraffin deposition |
US2678377A (en) | 1953-02-12 | 1954-05-11 | Justiz Eudaldo Munoz | Immersion electric heater |
US2851197A (en) | 1954-09-10 | 1958-09-09 | Fluid Systems Inc | Means for transporting viscous fluid materials |
US2982354A (en) | 1957-04-26 | 1961-05-02 | Thomas D Copeland Jr | Paraffin removing device |
US3184958A (en) | 1963-03-11 | 1965-05-25 | Midwesco Enterprise Inc | Conduit system |
DE1273926B (de) | 1964-06-16 | 1968-07-25 | Ziefle Kg Eisenbau Albert | Elektrisch isolierende Rohrkupplung |
US3388724A (en) | 1965-04-05 | 1968-06-18 | Exxon Research Engineering Co | Submarine insulated lng pipeline |
US3423570A (en) | 1966-03-21 | 1969-01-21 | William J Trabilcy | Electrical radiant heating system for fluid-receiving conduit structures |
DE1615192B1 (de) | 1966-04-01 | 1970-08-20 | Chisso Corp | Induktiv beheiztes Heizrohr |
US3439075A (en) | 1966-05-23 | 1969-04-15 | Exxon Research Engineering Co | Method for insulating pipes |
US3556218A (en) | 1968-06-27 | 1971-01-19 | Mobil Oil Corp | Underwater production satellite |
US3507330A (en) | 1968-09-30 | 1970-04-21 | Electrothermic Co | Method and apparatus for secondary recovery of oil |
US3614986A (en) | 1969-03-03 | 1971-10-26 | Electrothermic Co | Method for injecting heated fluids into mineral bearing formations |
US3547193A (en) | 1969-10-08 | 1970-12-15 | Electrothermic Co | Method and apparatus for recovery of minerals from sub-surface formations using electricity |
JPS5018286B1 (no) | 1969-10-16 | 1975-06-27 | ||
US3605888A (en) | 1969-10-21 | 1971-09-20 | Electrothermic Co | Method and apparatus for secondary recovery of oil |
US3642066A (en) | 1969-11-13 | 1972-02-15 | Electrothermic Co | Electrical method and apparatus for the recovery of oil |
US3620300A (en) | 1970-04-20 | 1971-11-16 | Electrothermic Co | Method and apparatus for electrically heating a subsurface formation |
US3706872A (en) | 1970-05-15 | 1972-12-19 | William J Trabilcy | System for electrically heating fluid-conveying pipe lines and other structures |
US3975617A (en) | 1971-01-18 | 1976-08-17 | Othmer Donald F | Pipe heating by AC in steel |
US3789188A (en) | 1972-02-14 | 1974-01-29 | Fmc Corp | Insulated pipe line for heated materials |
US3859503A (en) | 1973-06-12 | 1975-01-07 | Richard D Palone | Electric heated sucker rod |
US3935632A (en) | 1973-07-02 | 1976-02-03 | Continental Oil Company | Method of preparing an insulated negative buoyancy flow line |
US3885595A (en) | 1974-01-28 | 1975-05-27 | Kaiser Aerospace & Electronics | Conduit for cryogenic fluid transportation |
JPS5415435B2 (no) | 1974-07-13 | 1979-06-14 | ||
US3944262A (en) | 1974-09-12 | 1976-03-16 | Continental Industries, Inc. | Insulated meter riser |
US3983360A (en) | 1974-11-27 | 1976-09-28 | Chevron Research Company | Means for sectionally increasing the heat output in a heat-generating pipe |
US3933031A (en) | 1974-12-18 | 1976-01-20 | International Telephone And Telegraph Corporation | Submarine pipeline leak locator or the like |
US3958636A (en) | 1975-01-23 | 1976-05-25 | Atlantic Richfield Company | Production of bitumen from a tar sand formation |
SU569815A1 (ru) | 1975-02-03 | 1977-08-25 | Специальное Опытное Проектно-Конструкторское Технологическое Бюро Сибирского Отделения Всесоюзной Ордена Ленина Академии Сельскохозяйственных Наук Имени В.И.Ленина | Электронагреватель жидкости |
US4017102A (en) | 1975-06-16 | 1977-04-12 | Controls Southeast, Inc. | Jacket construction for pipe coupling |
US4010799A (en) | 1975-09-15 | 1977-03-08 | Petro-Canada Exploration Inc. | Method for reducing power loss associated with electrical heating of a subterranean formation |
US4132884A (en) | 1976-02-05 | 1979-01-02 | Chevron Research Company | Method and means for segmentally reducing heat output in a heat-tracing pipe |
US4011652A (en) | 1976-04-29 | 1977-03-15 | Psi Products, Inc. | Method for making a pipe coupling |
US4140179A (en) | 1977-01-03 | 1979-02-20 | Raytheon Company | In situ radio frequency selective heating process |
US4319632A (en) | 1979-12-04 | 1982-03-16 | Gkj, Inc. | Oil recovery well paraffin elimination means |
GB2084284B (en) | 1980-09-22 | 1984-08-15 | Showa Denki Kogyo Co Ltd | Heated pipeline |
FR2494848A1 (fr) | 1980-11-24 | 1982-05-28 | Technigaz | Procede et dispositif de detection, a distance, de defauts d'etancheite d'une conduite de transport d'un fluide, immergee dans un fluide ambiant; conduite de transport comprenant ce dispositif de detection et procede de construction d'une telle conduite |
US4522578A (en) | 1980-12-08 | 1985-06-11 | J-M Manufacturing Co., Inc. | Apparatus for introducing a foamable plastic insulation into the space defined by an inner core pipe and an outer casing pipe while maintaining the spacing of the pipes |
US4496174A (en) | 1981-01-30 | 1985-01-29 | Tele-Drill, Inc. | Insulated drill collar gap sub assembly for a toroidal coupled telemetry system |
US4401162A (en) | 1981-10-13 | 1983-08-30 | Synfuel (An Indiana Limited Partnership) | In situ oil shale process |
US4553023A (en) | 1981-11-27 | 1985-11-12 | Nordson Corporation | Thermally insulated electrically heated hose for transmitting hot liquids |
DE3370680D1 (en) | 1982-12-23 | 1987-05-07 | Webco Ind Rubber Ltd | Insulated pipeline |
US4768455A (en) | 1983-01-07 | 1988-09-06 | Conoco Inc. | Dual wall steel and fiber composite mooring element for deep water offshore structures |
US4644780A (en) | 1983-10-19 | 1987-02-24 | Westinghouse Electric Corp. | Self-supporting pipe rupture and whip restraint |
GB8407473D0 (en) * | 1984-03-22 | 1984-05-02 | Framo Dev Ltd | Electric power transmission to submerged installations |
US4684786A (en) | 1984-08-01 | 1987-08-04 | Navistar International Corporation | Electrically heated fuel pick-up assembly for vehicle fuel tanks |
US4645906A (en) | 1985-03-04 | 1987-02-24 | Thermon Manufacturing Company | Reduced resistance skin effect heat generating system |
US4667505A (en) | 1985-05-08 | 1987-05-26 | Sharp Bruce R | Split fittings and pipeline systems using same |
JPS62218878A (ja) | 1986-03-20 | 1987-09-26 | Hitachi Ltd | 電極インピ−ダンスの解析方法及び装置 |
US4716960A (en) | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
US4874925A (en) | 1987-06-01 | 1989-10-17 | Dickenson Wilk A | Electrically heated hose assembly for conveying electrically conductive liquids |
US4839644A (en) | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
US4861074A (en) | 1988-05-06 | 1989-08-29 | Production Technologies International Inc. | Tubing collar |
US4970467A (en) | 1989-04-27 | 1990-11-13 | Burnett Gale D | Apparatus and method for pulse propagation analysis of a pipeline or the like |
US5172730A (en) | 1989-07-03 | 1992-12-22 | Insituform Of North American, Inc. | Two-wall leakage detection system for a pipe |
US4996879A (en) | 1989-08-31 | 1991-03-05 | Shell Oil Company | Subsea pipeline leak detection |
US5072622A (en) | 1990-06-04 | 1991-12-17 | Roach Max J | Pipeline monitoring and leak containment system and apparatus therefor |
US4992001A (en) | 1990-08-17 | 1991-02-12 | Mcdermott International, Inc. | Method of deepwater pipelay |
BR9004940A (pt) * | 1990-10-02 | 1992-04-07 | Petroleo Brasileiro Sa | Dispositivo de acoplamento para sistema de aquecimento de tubulacoes |
BR9005628C1 (pt) | 1990-11-07 | 2000-01-25 | Petroleo Brasileiro Sa | Método de desobstrução de linhas flexìveis submarinas. |
US5270661A (en) | 1991-10-25 | 1993-12-14 | Pipeline Profiles, Ltd. | Method of detecting a conductor anomaly by applying pulses along the conductor in opposite directions |
US5189374A (en) | 1991-10-25 | 1993-02-23 | Burnett Gale D | Method for pulse propagation analysis of a well casing or the like by transmitted pulse interaction |
US5605798A (en) | 1993-01-07 | 1997-02-25 | Sequenom, Inc. | DNA diagnostic based on mass spectrometry |
US5389003A (en) * | 1993-09-13 | 1995-02-14 | Scientific Drilling International | Wireline wet connection |
US5421675A (en) | 1993-11-18 | 1995-06-06 | Mcdermott International, Inc. | Apparatus for near vertical laying of pipeline |
US5464307A (en) | 1993-12-29 | 1995-11-07 | Mcdermott International, Inc. | Apparatus for near vertical laying of pipeline |
WO1995025238A1 (en) | 1994-03-16 | 1995-09-21 | Coflexip Stena Offshore Limited | Pipe laying vessel and method |
US5490562A (en) | 1995-02-07 | 1996-02-13 | Paragon Engineering Services Incorporated | Subsea flow enhancer |
US6315497B1 (en) | 1995-12-29 | 2001-11-13 | Shell Oil Company | Joint for applying current across a pipe-in-pipe system |
US6142707A (en) | 1996-03-26 | 2000-11-07 | Shell Oil Company | Direct electric pipeline heating |
US6179523B1 (en) | 1995-12-29 | 2001-01-30 | Shell Oil Company | Method for pipeline installation |
US6049657A (en) | 1996-03-25 | 2000-04-11 | Sumner; Glen R. | Marine pipeline heated with alternating current |
US6292627B1 (en) | 1996-03-26 | 2001-09-18 | Shell Oil Company | Electrical heating of pipelines with pipe-in-pipe and mid-line connector |
EP0829729B1 (en) | 1996-06-21 | 2004-05-12 | Agilent Technologies, Inc. (a Delaware corporation) | Measuring apparatus and method for the adjustment of test/measurement parameters |
GB2318400B (en) | 1996-10-21 | 2001-01-03 | British Steel Plc | Double walled pipe structures |
US6058979A (en) | 1997-07-23 | 2000-05-09 | Cuming Corporation | Subsea pipeline insulation |
US5905194A (en) | 1997-11-21 | 1999-05-18 | Strong; Thomas P. | Pipe line with integral fault detection |
US6000438A (en) | 1998-02-13 | 1999-12-14 | Mcdermott Technology, Inc. | Phase change insulation for subsea flowlines |
FR2777628B3 (fr) | 1998-04-17 | 2000-06-09 | Itp | Procede de realisation d'une conduite calorifugee a enveloppe externe de protection et conduite ainsi realisee |
US6382259B1 (en) | 1998-06-22 | 2002-05-07 | Corus Uk Limited | Insulated pipework systems |
US6114857A (en) | 1999-03-08 | 2000-09-05 | Baker Hughes Incorporated | System and method for monitoring corrosion in oilfield wells and pipelines utilizing time-domain-reflectometry |
US6278095B1 (en) | 1999-08-03 | 2001-08-21 | Shell Oil Company | Induction heating for short segments of pipeline systems |
US6509557B1 (en) | 1999-08-03 | 2003-01-21 | Shell Oil Company | Apparatus and method for heating single insulated flowlines |
US6371693B1 (en) | 1999-08-27 | 2002-04-16 | Shell Oil Company | Making subsea pipelines ready for electrical heating |
NO311277B1 (no) * | 1999-12-28 | 2001-11-05 | Nexans | Kopling for varmekabel for offshore produksjonsrörledning |
KR100339216B1 (ko) | 1999-12-31 | 2002-05-31 | 이계안 | 자동차의 전방필러부 보강구조 |
US6686745B2 (en) | 2001-07-20 | 2004-02-03 | Shell Oil Company | Apparatus and method for electrical testing of electrically heated pipe-in-pipe pipeline |
US6739803B2 (en) | 2001-07-20 | 2004-05-25 | Shell Oil Company | Method of installation of electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline |
US6714018B2 (en) | 2001-07-20 | 2004-03-30 | Shell Oil Company | Method of commissioning and operating an electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline |
US6726831B2 (en) | 2001-07-20 | 2004-04-27 | Shell Oil Company | Corrosion protection of electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline |
US6707012B2 (en) | 2001-07-20 | 2004-03-16 | Shell Oil Company | Power supply for electrically heated subsea pipeline |
-
2002
- 2002-06-25 US US10/179,703 patent/US6688900B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-06-23 NO NO20032884A patent/NO335353B1/no not_active IP Right Cessation
- 2003-06-23 MY MYPI20032329A patent/MY130905A/en unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20032884L (no) | 2003-12-29 |
US20030235471A1 (en) | 2003-12-25 |
MY130905A (en) | 2007-07-31 |
US6688900B2 (en) | 2004-02-10 |
NO20032884D0 (no) | 2003-06-23 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6315497B1 (en) | Joint for applying current across a pipe-in-pipe system | |
US20230324010A1 (en) | Real time integrity monitoring of on-shore pipes | |
US6171025B1 (en) | Method for pipeline leak detection | |
US6142707A (en) | Direct electric pipeline heating | |
US6278095B1 (en) | Induction heating for short segments of pipeline systems | |
US6371693B1 (en) | Making subsea pipelines ready for electrical heating | |
US6179523B1 (en) | Method for pipeline installation | |
US20130312996A1 (en) | Pressure balanced coiled tubing cable and connection | |
US20130269947A1 (en) | Marine Subsea Assemblies | |
AU2016245945B2 (en) | Method of installing an electrically-heatable subsea flowline and electrically -heatable subsea flowline thereof | |
US6739803B2 (en) | Method of installation of electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline | |
NO20110126A1 (no) | Vatforbindelsessystem for nedihullsutstyr | |
US20120273213A1 (en) | Marine subsea riser systems and methods | |
US10174865B2 (en) | Towable subsea oil and gas production systems | |
US20140241810A1 (en) | Connector arrangement for a subsea pipeline | |
US8783369B2 (en) | Downhole pressure barrier and method for communication lines | |
US6714018B2 (en) | Method of commissioning and operating an electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline | |
US6726831B2 (en) | Corrosion protection of electrically heated pipe-in-pipe subsea pipeline | |
BR112014032236B1 (pt) | Método, montagem e kit de partes para testar a integridade de um anel de vedação de um tubo flexível | |
EA026518B1 (ru) | Комплект для соединения подводного стояка | |
NO335353B1 (no) | Isolerende kobling for elektrisk oppvarmet rørledning | |
WO2018231562A1 (en) | Electrically heated subsea flowlines | |
Lirola et al. | Technical assessment and qualification of local and distributed active heating technologies | |
GB2515427A (en) | Pressure balanced coiled tubing cable and connection | |
CN220118091U (zh) | 一种油田测试用防冻防喷器 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |