NO336708B1 - Subsea cooling device and method of cooling - Google Patents
Subsea cooling device and method of coolingInfo
- Publication number
- NO336708B1 NO336708B1 NO20120838A NO20120838A NO336708B1 NO 336708 B1 NO336708 B1 NO 336708B1 NO 20120838 A NO20120838 A NO 20120838A NO 20120838 A NO20120838 A NO 20120838A NO 336708 B1 NO336708 B1 NO 336708B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- cooling
- seabed
- heat exchanger
- coolant
- hydrocarbon
- Prior art date
Links
- 238000001816 cooling Methods 0.000 title claims description 108
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 98
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 96
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 78
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 74
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 claims description 62
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 26
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 26
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 10
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 claims description 3
- 108010053481 Antifreeze Proteins Proteins 0.000 claims description 2
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 3
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N Dinitrosopentamethylenetetramine Chemical compound C1N2CN(N=O)CN1CN(N=O)C2 MWRWFPQBGSZWNV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 235000010627 Phaseolus vulgaris Nutrition 0.000 description 1
- 244000046052 Phaseolus vulgaris Species 0.000 description 1
- 229940112112 capex Drugs 0.000 description 1
- 238000004210 cathodic protection Methods 0.000 description 1
- 239000013256 coordination polymer Substances 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N fluocinolone acetonide Chemical compound C1([C@@H](F)C2)=CC(=O)C=C[C@]1(C)[C@]1(F)[C@@H]2[C@@H]2C[C@H]3OC(C)(C)O[C@@]3(C(=O)CO)[C@@]2(C)C[C@@H]1O FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000002175 menstrual effect Effects 0.000 description 1
- 230000009972 noncorrosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 238000005057 refrigeration Methods 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004381 surface treatment Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling, insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/001—Cooling arrangements
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
Description
Havbunns kjøleanordning og fremgangsmåte for kjøling Seabed cooling device and method for cooling
Den foreliggende oppfinnelsen gjelder en havbunns kjølesammenstilling innrettet til å kjøle varme komponenter til utstyr tilknyttet havbunns hydrokarbor, produksjon, slik som strømningen av varme hydrokarboner produsert fra en havbunnsbrønn eller varme komponenter i et havbunns hydrokarbonkompre-sjonsanlegg. The present invention relates to a seabed cooling assembly designed to cool hot components for equipment associated with seabed hydrocarbon production, such as the flow of hot hydrocarbons produced from a seabed well or hot components in a seabed hydrocarbon compression plant.
Bakgrunn Background
En brønnstrøm som strømmer ut av havbunnsbrønner kan ha en stor mengde A well stream flowing out of subsea wells can have a large amount
termisk energi. Det er følgelig kjent å kjøle brønnstrømmen for å beskytte rør og tilknyttet havbunnsutstyr. I tillegg kan annet havbunnsutstyr behøve kjøling, slik som elektriske motorer og komponenter til et havbunns kompresjonsanlegg. Én kjent måte å kjøle på er å anvende det kalde omgivende sjøvannet, enten som en passiv kjøler eller ved tvungen kjøling hvorved sjøvannet blir tvunget forbi utstyret eller en tilknyttet varmeveksler. thermal energy. Consequently, it is known to cool the well stream to protect pipes and associated subsea equipment. In addition, other subsea equipment may need cooling, such as electric motors and components of a subsea compression plant. One known way of cooling is to use the cold surrounding seawater, either as a passive cooler or by forced cooling whereby the seawater is forced past the equipment or an associated heat exchanger.
Bruken av omgivende sjøvann som kjølemiddel har en fordel ved at kjølemid-delet er alltid tilgjengelig og kaldt, slik som omtrent 4 °C. En ulempe er imidlertid at sjøvann inneholder salter og organismer som kan føre til korrosjon på kjøle-utstyret og belegning og begroing. Mottiltak omfatter belegging av overflatene som er i kontakt med sjøvannet. Dette reduserer imidlertid varmeoverføringen mellom kjølemiddelet og det varme utstyret. The use of ambient seawater as coolant has an advantage in that the coolant part is always available and cold, such as approximately 4 °C. A disadvantage, however, is that seawater contains salts and organisms that can lead to corrosion of the cooling equipment and coating and fouling. Countermeasures include coating the surfaces that are in contact with the seawater. However, this reduces the heat transfer between the coolant and the hot equipment.
Forhindring av hydratdannelse er alltid nødvendig, og i noen tilfeller også forhindring av voksdannelse. Både hydratdannelse og voksdannelse kan bli for-hindret med kjemisk injeksjon. Prevention of hydrate formation is always necessary, and in some cases also prevention of wax formation. Both hydrate formation and wax formation can be prevented with chemical injection.
Kjemikaliene som injiseres for å forhindre hydrater er anti-frysevæsker, av hvilke MEG (monoetylenglykol) er mest vanlig. Typisk 70 vekt-% av fritt vann kan bli injisert. Forbruk av MEG ville representert et betydelig OPEX-element så vel som et miljømessig problem. MEG blir derfor vanligvis regenerert i et MEG-regenerasjonsanlegg som representerer et betydelig CAPEX-element, og noen miljømessige bekymringer er fortsatt til stede. The chemicals injected to prevent hydrates are anti-freeze fluids, of which MEG (monoethylene glycol) is the most common. Typically 70% by weight of free water can be injected. Consumption of MEG would represent a significant OPEX element as well as an environmental problem. MEG is therefore usually regenerated in a MEG regeneration plant which represents a significant CAPEX element and some environmental concerns are still present.
En annen fremgangsmåte for strømningssikring er direkte elektrisk oppvarming (DEH - direct electric heating). Nåværende teknologi er imidlertid begrenset til et område på 30 km utlegg, og betydelig utvikling og kvalifiseringsarbeid gjen-står for utlegg i området på 50 til 200 km, dersom dette over hodet er teknisk mulig. Another method for flow protection is direct electric heating (DEH - direct electric heating). However, current technology is limited to an area of 30 km of outlay, and considerable development and qualification work remains for outlays in the area of 50 to 200 km, if this is technically possible.
Oppfinnelsen The invention
I samsvar med et første aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en havbunns kjølesammenstilling omfattende en kjølevarmeveksler til hvilken et kjølemiddel er forsynt gjennom en kjøleledning, og en kjølemiddel-pumpe innrettet til å pumpe kjølemiddelet gjennom kjøleledningen. Kjølevarme-veksleren er anordnet i tilknytning til et varmt havbunnselement, og kjøler således det varme havbunnselementet. I samsvar med oppfinnelsen er kjølemiddelet sirkulert i kjøleledningen mellom kjølevarmeveksleren og en varmeavgivelsesvarmeveksler som er anordnet i tilknytning til en hydrokarbonrørledning. I varmeavgivelsesvarmeveksleren blir termisk energi overført fra kjølemiddelet til en hydrokarbonstrøm i hydrokarbonrørledningen. In accordance with a first aspect of the present invention, there is provided a seabed cooling assembly comprising a cooling heat exchanger to which a cooling medium is supplied through a cooling line, and a cooling medium pump arranged to pump the cooling medium through the cooling line. The cooling heat exchanger is arranged in connection with a warm seabed element, and thus cools the warm seabed element. In accordance with the invention, the coolant is circulated in the cooling line between the cooling heat exchanger and a heat release heat exchanger which is arranged in connection with a hydrocarbon pipeline. In the heat release heat exchanger, thermal energy is transferred from the refrigerant to a hydrocarbon stream in the hydrocarbon pipeline.
Følgelig, ved å bruke en kald strøm av hydrokarboner for å kjøle kjølemiddelet kan kjølemiddelet blir kjølt i en tvungen kjøler. Dette resulterer i en betydelig redusert kjølerstørrelse enn en passiv kjøler, som ved kjent teknikk. Med en hydrokarbonrørledning som ikke er termisk isolert vil den blir effektivt kjølt når den strekker seg en tilstrekkelig avstand gjennom det kalde sjøvannet. I noen utførelsesformer er det imidlertid ønskelig å isolere hydrokarbonstrømnings-ledningen termisk for å bibeholde en hensiktsmessig temperatur i hydrokarbon-strømningen langs en lengre distanse. Accordingly, by using a cold stream of hydrocarbons to cool the refrigerant, the refrigerant can be cooled in a forced cooler. This results in a significantly reduced cooler size than a passive cooler, as in the prior art. With a hydrocarbon pipeline that is not thermally insulated, it will be effectively cooled when it extends a sufficient distance through the cold seawater. In some embodiments, however, it is desirable to thermally insulate the hydrocarbon flow line in order to maintain an appropriate temperature in the hydrocarbon flow along a longer distance.
Begrepet varmeveksler skal forstås som enhver type utstyr som er egnet for å overføre termisk energi mellom to medier med forskjellig temperatur. Det kan for eksempel være en mantel-og-rør type, eller en rør-i-rør type, fortrinnsvis med en motstrømningskonfigurasjon. Varmeveksleren kan også være i form av et kjølemiddelførende rør eller ledning som er anordnet med termisk kontakt med det varme havbunnselementet, slik som hydrokarbonrørledningen. The term heat exchanger is to be understood as any type of equipment suitable for transferring thermal energy between two media with different temperatures. It can be, for example, a shell-and-tube type, or a tube-in-tube type, preferably with a counter-flow configuration. The heat exchanger can also be in the form of a coolant-carrying pipe or line which is arranged in thermal contact with the hot seabed element, such as the hydrocarbon pipeline.
Det varme havbunnselementet kan være av hvilken som helst type havbunnsutstyr tilknyttet produksjon av hydrokarboner fra en havbunnsbrønn, som be-høver eller som har nytte av kjøling. Slikt utstyr kan for eksempel være en elektrisk motor, en pumpe eller en kompressor. Det varme havbunnselementet kan også være en varm del av et hydrokarbonrør som fører en varm strøm av hydrokarboner. Dette er en typisk situasjon nær et brønnhode hvor de produ-serte hydrokarbonene har en tendens til å være for varme. The hot seabed element can be of any type of seabed equipment associated with the production of hydrocarbons from a seabed well, which needs or benefits from cooling. Such equipment can be, for example, an electric motor, a pump or a compressor. The hot seabed element may also be a hot part of a hydrocarbon pipe carrying a hot stream of hydrocarbons. This is a typical situation near a wellhead where the produced hydrocarbons tend to be too hot.
I én utførelsesform av oppfinnelsen omfatter det varme havbunnselementet en varm del av hydrokarbonstrømningsledningen. Som beskrevet ovenfor, dette er typisk nær brønnen / ventiltreet ut av hvilket en strøm av varme hydrokarboner blir produsert. In one embodiment of the invention, the hot seabed element comprises a hot part of the hydrocarbon flow line. As described above, this is typically close to the well/valve tree from which a stream of hot hydrocarbons is produced.
Det varme havbunnselementet kan omfatte en varm komponent av et havbunns kompresjonsanlegg. Dette kan for eksempel være en elektrisk motor eller en pumpe, en kompressorutløpskjøler eller andre typer utstyr. Det skal bemerkes, imidlertid, at det varme havbunnselementet også kan være en varm komponent som ikke er del av et kompresjonsanlegg. The hot seabed element may comprise a hot component of a seabed compression system. This could be, for example, an electric motor or a pump, a compressor outlet cooler or other types of equipment. It should be noted, however, that the hot seabed element may also be a hot component that is not part of a compression system.
I samsvar med en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen er kjølemiddelet ferskvann. Videre, kjølemiddelet kan omfatte et antifryse-kjemikalie. I en annen utførelsesform er kjølemiddelet en olje. In accordance with a preferred embodiment of the invention, the coolant is fresh water. Furthermore, the coolant may comprise an antifreeze chemical. In another embodiment, the coolant is an oil.
Fortrinnsvis, i en utførelsesform av oppfinnelsen omfatter kjøleledningen en Preferably, in one embodiment of the invention, the cooling line comprises a
kjølemiddelforsyningsledning som fører kjølemiddel til kjølevarmeveksleren, og en kjølemiddelreturledning som fører kjølemiddel vekk fra kjølevarmeveksleren. I denne utførelsesformen fører kjølemiddelreturledningen kjølemiddel fra kjøle-varmeveksleren til et flertall varmeavgivelsesvarmevekslere som er anordnet med en innbyrdes avstand langs og i tilknytning til hydrokarbonrørledningen. Slik er sammenstillingen innrettet til å varme hydrokarbonrørledningen ved flere posisjoner. refrigerant supply line that carries refrigerant to the cooling heat exchanger, and a refrigerant return line that carries refrigerant away from the cooling heat exchanger. In this embodiment, the refrigerant return conduit carries refrigerant from the refrigeration heat exchanger to a plurality of heat release heat exchangers which are spaced apart along and adjacent to the hydrocarbon pipeline. This is how the assembly is designed to heat the hydrocarbon pipeline at several positions.
Videre kan sammenstillingen i samsvar med oppfinnelsen omfatte et flertall kjølevarmevekslere som er forsynt med kjølemiddel gjennom kjølemiddelfor- syningsledningen. Kjølevarmevekslerne er anordnet i tilknytning til varme havbunnselementer som således blir kjølt. Furthermore, the assembly in accordance with the invention can comprise a plurality of cooling heat exchangers which are supplied with coolant through the coolant supply line. The cooling heat exchangers are arranged in connection with hot seabed elements which are thus cooled.
I en utførelsesform er kjølevarmeveksleren av mantel-og-rør-typen, hvorved hydrokarboner strømmer i de indre rørene og kjølemiddelet strømmer i rommet mellom de indre rørene og en ytre mantel. In one embodiment, the cooling heat exchanger is of the shell-and-tube type, whereby hydrocarbons flow in the inner tubes and the refrigerant flows in the space between the inner tubes and an outer shell.
I enda en utførelsesform er kjølemiddelreturledningen anordnet i tilknytning til strømningsførende elementer til et kompresjonsanlegg for å sikre strømning i de strømningsførende elementene. Det vil si, kjølemiddelreturledningen, eller en del av denne, er anordnet for å varme de strømningsførende elementene, for strømningssikring i disse. In yet another embodiment, the coolant return line is arranged in connection with flow-carrying elements of a compression system to ensure flow in the flow-carrying elements. That is to say, the coolant return line, or part of it, is arranged to heat the flow-carrying elements, for flow protection in them.
I én fordelaktig utførelsesform er det anordnet en havbunns buffertank for varmet kjølemiddel i kjøleledningen. Buffertanken kan omfatte en elektrisk varmer. Følgelig, ved en nedstengning kan operatøren fortsatt være i stand til å tilveiebringe varm kjølevæske til kjølemiddelreturledningen. In one advantageous embodiment, a seabed buffer tank for heated coolant is arranged in the cooling line. The buffer tank may include an electric heater. Accordingly, in the event of a shutdown, the operator may still be able to provide hot coolant to the coolant return line.
I samsvar med et andre aspekt av den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte ved kjøling av et varmt havbunnselement tilknyttet en hydrokarbonstrømning som strømmer i en hydrokarbonrørledning. Fremgangsmåten omfatter de følgende trinn: a) å anordne en kjølevarmeveksler i tilknytning til det varme havbunnselementet og å forsyne et kjølemiddel til kjølevarmeveksleren gjennom en In accordance with a second aspect of the present invention, there is provided a method of cooling a hot seabed element associated with a hydrocarbon stream flowing in a hydrocarbon pipeline. The method comprises the following steps: a) arranging a cooling heat exchanger in connection with the hot seabed element and supplying a coolant to the cooling heat exchanger through a
kjøleledning; og cooling line; and
b) å kjøle kjølemiddelet i en varmeavgivelsesvarmeveksler anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen, ved overføring av termisk energi fra b) cooling the refrigerant in a heat release heat exchanger arranged adjacent to the hydrocarbon pipeline, by transferring thermal energy from
kjølemiddelet til hydrokarbonstrømmen i hydrokarbonrørledningen. the refrigerant of the hydrocarbon stream in the hydrocarbon pipeline.
Det nevnte varme havbunnselementet som er tilknyttet en hydrokarbonstrøm-ning som strømmer i en hydrokarbonrørledning skal forstås som enhver type havbunnsutstyr som har å gjøre med havbunns hydrokarbonproduksjon og som behøver eller som har nytte av kjøling. Følgelig, det er ikke begrenset til for eksempel varme havbunnselementer som er i kontakt med en slik hydrokarbon-rørledning. The aforementioned hot seabed element which is associated with a hydrocarbon flow flowing in a hydrocarbon pipeline is to be understood as any type of seabed equipment which has to do with seabed hydrocarbon production and which needs or benefits from cooling. Accordingly, it is not limited to, for example, hot seabed elements in contact with such a hydrocarbon pipeline.
Kjølemiddelet kan fordelaktig være ferskvann. The coolant can advantageously be fresh water.
I noen utførelsesform er kan det varme havbunnselementet være en komponent til et havbunns kompresjonsanlegg. In some embodiments, the hot seabed element can be a component of a seabed compression system.
I samsvar med et tredje aspekt ved den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte ved varm ing av en hydrokarbonrørledning, hvilken hydrokarbonrørledning strekker seg fra et havbunns ventiltre og flere kilometre langs havbunnen. Fremgangsmåten omfatter In accordance with a third aspect of the present invention, a method is provided for heating a hydrocarbon pipeline, which hydrocarbon pipeline extends from a seabed valve tree and several kilometers along the seabed. The procedure includes
a) å forsyne et kjølemiddel til en kjølevarmeveksler ved en posisjon hvor hydrokarbonrørledningen skal kjøles; b) å føre oppvarmet kjølemiddel som kommer ut fra kjølevarmeveksleren i en isolert kjølemiddelreturledning til en nedstrømsposisjon til hydrokarbonrør-ledningen; c) å forsyne det oppvarmete kjølemiddelet til en varmeavgivelsesvarmeveksler anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen ved nevnte a) supplying a coolant to a cooling heat exchanger at a position where the hydrocarbon pipeline is to be cooled; b) conveying heated refrigerant exiting the refrigerant heat exchanger in an insulated refrigerant return line to a downstream position of the hydrocarbon pipeline; c) supplying the heated refrigerant to a heat release heat exchanger arranged in connection with the hydrocarbon pipeline at said
nedstrømsposisjon, og således å varme hydrokarbonrørledningen og å downstream position, thus heating the hydrocarbon pipeline and so on
kjøle kjølemiddelet; cool the refrigerant;
hvorved kjølemiddelet blir strømmet i en kjølemiddelforsyningsledning som strekker seg fra varmeavgivelsesvarmeveksleren til kjølevarmeveksleren, og i kjølemiddelreturledningen som strekker seg fra kjølevarmeveksleren til varmeavgivelsesvarmeveksleren. Kjølemiddelet kan være ferskvann. whereby the refrigerant is flowed in a refrigerant supply line extending from the heat release heat exchanger to the cooling heat exchanger, and in the refrigerant return line extending from the cooling heat exchanger to the heat release heat exchanger. The coolant can be fresh water.
For å unngå varmetap bør hydrokarbonrørledningen være termisk isolert. To avoid heat loss, the hydrocarbon pipeline should be thermally insulated.
En brønnstrøm som strømmer ut fra en havbunnsbrønn har en stor mengde termisk energi. For en brønnstrøm som blir ført inn i et kompresjonssystem med en 6 MW kompressor, er det blitt beregnet at det er nødvendig å kjøle en slik brønnstrøm med en mengde på typisk 7 MW. Det vil si, varme blir fjernet fra bønnstrømmen ved å kjøle den typisk fra 100 til 35 °C. Ved bruk av ferskvann som sirkulerer mellom havbunns varmeabsorberende varmevarmevekslere som mottar varme fra varmekilder og varmeavgivende/-kjølende varmevekslere som overfører varme til kalde fluider, er et effektivt kjølesystem oppnådd. Videre kan disse for eksempel 7 MW blir gjenvunnet som stor mengde varmt vann ved for eksempel 70-80 °C. Fra avløpskjøleren til en kompressor til et havbunnskom-presjonsanlegg kan typisk 5 MW bli gjenvunnet. Dette varme vannet kan så bli brukt for strømningssikring, det vil si forhindring av hydratdannelse og i andre tilfeller også voksdannelse og kanskje også forhindring av dannelse av andre skadelige komponenter ved lav temperatur. A well stream flowing out from a subsea well has a large amount of thermal energy. For a well stream that is fed into a compression system with a 6 MW compressor, it has been calculated that it is necessary to cool such a well stream with an amount of typically 7 MW. That is, heat is removed from the bean stream by cooling it typically from 100 to 35 °C. By using fresh water that circulates between seabed heat-absorbing heat exchangers that receive heat from heat sources and heat-emitting/cooling heat exchangers that transfer heat to cold fluids, an efficient cooling system has been achieved. Furthermore, these, for example, 7 MW can be recovered as a large amount of hot water at, for example, 70-80 °C. From the waste cooler to a compressor to a seabed compression plant, typically 5 MW can be recovered. This hot water can then be used for flow protection, i.e. prevention of hydrate formation and in other cases also wax formation and perhaps also prevention of formation of other harmful components at low temperature.
Tvungne kjølere (aktive kjølere) av noen typer, og fortrinnsvis mantel-og-rør-kjølere, kan fordelaktig bli anvendt i utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen. Varmevekslere i form av tvungne kjølere er meget effektive sammenlignet med fri konveksjonskjølere (passive kjølere). Den samlete varmeover-føringskoeffisienten (OHTC - overall heat transfer coefficient) til aktive kjølere med ferskvann som kjølemiddel kan typisk være 1000-1500 W/(m2<*>K), og med sjøvann som kjølemiddel typisk til 700 W/(m2<*>K) (redusert på grunn av nød-vendig overflatebehandling). For passive kjølere er de korresponderende tal-lene typisk 150-200 W/(m2<*>K). Følgelig resulterer bruk av aktive kjølere i et mye mindre kjølerareal, dimensjoner og vekt, sammenlignet med de passive kjølerne. Ettersom kjølemiddelet til en foretrukket utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen, nemlig ferskvann, er rent og ikke-korroderende, vil korro-sjonskontrol være enklere enn for passive kjølere som er eksponert for det salte sjøvannet. Et annet viktig trekk er at varmevekslerne til en slik foretrukket ut-førelsesform ikke er utsatt for verken temperaturindusert eller CP-indusert (cathodic protection) karbonatavleiring (carbonate scaling) og -belegning, noe som reduserer OHTC betraktelig, ikke er nødvendig for kjølerne ved oppfinnelsen. Forced coolers (active coolers) of some types, and preferably shell-and-tube coolers, can advantageously be used in embodiments of the present invention. Heat exchangers in the form of forced coolers are very efficient compared to free convection coolers (passive coolers). The overall heat transfer coefficient (OHTC) of active coolers with fresh water as coolant can typically be 1000-1500 W/(m2<*>K), and with seawater as coolant typically 700 W/(m2<* >K) (reduced due to necessary surface treatment). For passive coolers, the corresponding figures are typically 150-200 W/(m2<*>K). Consequently, the use of active coolers results in a much smaller cooler area, dimensions and weight, compared to the passive coolers. As the coolant of a preferred embodiment of the present invention, namely fresh water, is clean and non-corrosive, corrosion control will be easier than for passive coolers exposed to the salty seawater. Another important feature is that the heat exchangers of such a preferred embodiment are not exposed to either temperature-induced or CP-induced (cathodic protection) carbonate scaling and coating, which reduces OHTC considerably, is not necessary for the coolers of the invention .
Eksempler på utførelsesformer Examples of embodiments
Idet oppfinnelsen er beskrevet generelt ovenfor, vil mer detaljerte eksempler på forskjellige utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen bli gitt i det følgende med henvisning til tegningene, der As the invention has been described generally above, more detailed examples of various embodiments of the present invention will be given below with reference to the drawings, where
Fig. 1 er en prinsippskisse av en havbunns kjølesammenstilling i samsvar med Fig. 1 is a schematic diagram of a seabed cooling assembly in accordance with
oppfinnelsen; the invention;
Fig. 2 er en prinsippskisse av en annen utførelsesform av havbunns kjølesam- menstillingen i samsvar med oppfinnelsen; Fig. 3 er en prinsippskisse av en utførelsesform av den foreliggende oppfinnel sen, omfattende et havbunns kompresjonsanlegg; Fig. 4 er et skjematisk riss av havbunns kjølesammenstillingen vist i Fig. 3; Fig. 5 er en alternativ utførelsesform som ligner utførelsesformen vist i Fig. 3; Fig. 6 er en utførelsesform som korresponderer delvis med den vist i Fig. 4, dog Fig. 2 is a schematic diagram of another embodiment of the seabed cooling system the menstrual position in accordance with the invention; Fig. 3 is a schematic diagram of an embodiment of the present invention late, including a seabed compression facility; Fig. 4 is a schematic view of the seabed cooling assembly shown in Fig. 3; Fig. 5 is an alternative embodiment similar to the embodiment shown in Fig. 3; Fig. 6 is an embodiment which corresponds in part to that shown in Fig. 4, however
innrettet for reversert kjølemiddelstrømning; designed for reverse coolant flow;
Fig. 7 er en prinsippskisse av havbunns kompresjonsanlegget vist i Fig. 3 og en Fig. 7 is a principle sketch of the seabed compression system shown in Fig. 3 and a
kjølesammenstilling i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. cooling assembly in accordance with the present invention.
Fig. 1 illustrerer en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelsen. På havbunnen 1 er det anordnet et havbunns ventiltre 3 som er i tilknytning til en hydrokarbonbrønn som strekker seg inn i havbunnen 1. Under produksjon fra brønnen strømmer en strøm av hydrokarbonholdig fluid ut fra ventiltreet 3 og inn i en hydrokarbonrørledning 5. Hydrokarbonrørledningen 5 er anordnet på havbunnen 1 og leder hydrokarbonene vekk fra ventiltreet 3, for eksempel til et mottaksanlegg på land. Fig. 1 illustrates a first embodiment of the present invention. On the seabed 1, a seabed valve tree 3 is arranged which is adjacent to a hydrocarbon well that extends into the seabed 1. During production from the well, a stream of hydrocarbon-containing fluid flows out of the valve tree 3 and into a hydrocarbon pipeline 5. The hydrocarbon pipeline 5 is arranged on the seabed 1 and leads the hydrocarbons away from the valve tree 3, for example to a reception facility on land.
Strømningen av hydrokarboner som blir produsert og ført gjennom ventiltreet 3 kan være varm, for eksempel 100 °C eller mer. For å beskytte tilknyttet utstyr gjennom hvilket hydrokarbonene strømmer blir det kjølt ved hjelp av en kjøle-varmeveksler 101. Kjølevarmeveksleren 101 kan være av en hvilken som helst hensiktsmessig type, for eksempel en mantel-og-rør-type i hvilken et kjølemid-del blir ført aksialt gjennom en mantel som er anordnet utenpå hydrokarbonrør-ledningen 5. The flow of hydrocarbons that is produced and passed through the valve tree 3 can be hot, for example 100 °C or more. To protect associated equipment through which the hydrocarbons flow, it is cooled by means of a refrigerant heat exchanger 101. The refrigerant heat exchanger 101 may be of any suitable type, for example a shell-and-tube type in which a refrigerant portion is guided axially through a casing which is arranged outside the hydrocarbon pipeline 5.
Til kjølevarmeveksleren 101 blir det tilveiebrakt et kaldt kjølemiddel gjennom en kjøleledning 103. Mer spesifikt blir kjølemiddelet forsynt gjennom en kjølemid-delforsyningsledning 104. Utløpet til kjølevarmeveksleren 101 er koblet til en kjølemiddelreturledning 106. To the refrigerant heat exchanger 101, a cold refrigerant is supplied through a refrigerant line 103. More specifically, the refrigerant is supplied through a refrigerant supply line 104. The outlet of the refrigerant heat exchanger 101 is connected to a refrigerant return line 106.
I samsvar med oppfinnelsen er kjølemiddelforsyningsledningen 104 og kjøle-middelreturledningen 106, ved en posisjon som er fjern fra kjølevarmeveksleren 101, koblet til en varmeavgivelsesvarmeveksler 105. Varmeavgivelsesvarmeveksleren 105 er anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen 5 i en slik avstand fra kjølevarmeveksleren 101 at strømningen av hydrokarboner er blitt kald. Det er følgelig en hensiktsmessig posisjon for kjøling av kjølemiddelet i kjøleledningen 103, ved å bruke den kalde strømningen av hydrokarboner som en kuldekilde. In accordance with the invention, the coolant supply line 104 and the coolant return line 106, at a position remote from the cooling heat exchanger 101, are connected to a heat release heat exchanger 105. The heat release heat exchanger 105 is arranged adjacent to the hydrocarbon pipeline 5 at such a distance from the cooling heat exchanger 101 that the flow of hydrocarbons is got cold. Accordingly, it is an appropriate position for cooling the refrigerant in the cooling line 103, using the cold flow of hydrocarbons as a cooling source.
Varmeavgivelsesvarmeveksleren 105 kan også være av mantel-og-rør-typen, men andre konfigurasjoner er også mulige. Mantel-og-rør-type varmevekslerne 101, 105 beskrevet heri er fortrinnsvis motstrømsvarmevekslere. Med en slik konfigurasjon kan kjølemiddelet som strømmer utfra kjølevarmeveksleren 101 og inn i kjølemiddelreturledningen 106 være betydelig varmere enn hydrokarbonene som strømmer utfra kjølevarmeveksleren 101, i hydrokarbonstrøm-ningsledningen 5. The heat release heat exchanger 105 may also be of the shell-and-tube type, but other configurations are also possible. The shell-and-tube type heat exchangers 101, 105 described herein are preferably counter-flow heat exchangers. With such a configuration, the coolant flowing from the cooling heat exchanger 101 into the coolant return line 106 can be significantly hotter than the hydrocarbons flowing from the cooling heat exchanger 101 in the hydrocarbon flow line 5.
En kjølemiddelpumpe 107 er anordnet i kjøleledningen 103 for å pumpe kjøle-middelet gjennom kjøleledningen 103. A coolant pump 107 is arranged in the cooling line 103 to pump the coolant through the cooling line 103.
Ved passering gjennom kjølevarmeveksleren 101 nær havbunns ventiltreet 3 i utførelsesformen vist i Fig. 1, blir en betydelig mengde termisk energi fra strøm-ningen av hydrokarboner som strømmer ut fra ventiltreet 3 gjenvunnet i kjøle-middelet. Som diskutert ovenfor, kjølemiddelet kan for eksempel bli varmet til omtrent 80 °C. Dette nå varme kjølemiddelet blir overført til varmeavgivelsesvarmeveksleren 105 gjennom kjølemiddelreturledningen 106 for å fjerne den termiske energien fra kjølemiddelet. When passing through the cooling heat exchanger 101 near the seabed valve tree 3 in the embodiment shown in Fig. 1, a significant amount of thermal energy from the flow of hydrocarbons flowing out from the valve tree 3 is recovered in the coolant. As discussed above, the refrigerant may be heated to about 80 °C, for example. This now warm refrigerant is transferred to the heat release heat exchanger 105 through the refrigerant return line 106 to remove the thermal energy from the refrigerant.
I én utførelsesform er kjølemiddelreturledningen 106 forsynt med termisk isolasjon. På denne måten vil kjølemiddelet forbli varmt helt til det når stedet til varmeavgivelsesvarmeveksleren 105. Ved strømning gjennom varmeavgivelsesvarmeveksleren 105, vil en betydelig mengde termisk energi bli overført til hydrokarbonstrømningen i hydrokarbonrørledningen 5. I en slik utførelses-form blir kjølesammenstillingen i samsvar med oppfinnelsen brukt også for strømningssikring i hydrokarbonrørledningen, i tillegg til kjøling av varme elementer. In one embodiment, the refrigerant return line 106 is provided with thermal insulation. In this way, the coolant will remain warm until it reaches the location of the heat release heat exchanger 105. When flowing through the heat release heat exchanger 105, a significant amount of thermal energy will be transferred to the hydrocarbon flow in the hydrocarbon pipeline 5. In such an embodiment, the cooling assembly in accordance with the invention is also used for flow protection in the hydrocarbon pipeline, in addition to cooling hot elements.
For å overvåke at hydrokarbonene i hydrokarbonrørledningen 5 har en temperatur innenfor det tillatte temperaturområdet, er hydrokarbontemperaturmålere 109 anordnet ved forskjellige steder langs hydrokarbonrørledningen 5. Videre, for å sikre en hensiktsmessig drift av varmevekslerne 101, 105 og kjølemiddel-pumpen 107, er kjølemiddeltemperaturmålere 111 også anordnet ved forskjellige steder langs kjøleledningen 103. I utførelsesformen vist i Fig. 1 er en juster-bar kjølemiddelventil 113 anordnet i kjølemiddelreturledningen 106. Styringen av temperaturer i kjølemiddelet og kjølt medium er etablert teknologi og kan gjøres på et flertall måter. Dette vil følgelig ikke bli beskrevet i detalj heri. Fig. 2 viser en utførelsesform av oppfinnelsen som på mange måter er lignende den vist i Fig. 1. I utførelsesformen vist i Fig. 2 er det imidlertid anordnet et flertall varmeavgivelsesvarmevekslere 105 og hydrokarbonrørledningen 5 er termisk isolert. En betraktelig avstand eksisterer mellom hver varmeavgivelsesvarmeveksler 105, for eksempel mer enn 30 km. Følgelig er operatøren i stand til å varme hydrokarbonstrømningen i hydrokarbonrørledningen 5 ved et egnet sted eller flere steder, og således sikre strømning i hydrokarbonrørledningen 5. For eksempel kan hydrokarbonene fortsatt være tilstrekkelig varme ved stedet for den første varmeavgivelsesvarmeveksleren 105 (det vil si den til venstre i Fig. 2). Operatøren vil da i stedet overføre varme fra kjølemiddelet til hydro-karbonstrømningen ved et sted ytterligere nedstrøms, for eksempel ved posi-sjonen til den neste varmeavgivelsesvarmeveksleren 105. In order to monitor that the hydrocarbons in the hydrocarbon pipeline 5 have a temperature within the permissible temperature range, hydrocarbon temperature gauges 109 are arranged at various locations along the hydrocarbon pipeline 5. Furthermore, to ensure an appropriate operation of the heat exchangers 101, 105 and the coolant pump 107, coolant temperature gauges 111 are also arranged at various places along the coolant line 103. In the embodiment shown in Fig. 1, an adjustable coolant valve 113 is arranged in the coolant return line 106. The control of temperatures in the coolant and cooled medium is established technology and can be done in a number of ways. This will therefore not be described in detail here. Fig. 2 shows an embodiment of the invention which is in many ways similar to that shown in Fig. 1. However, in the embodiment shown in Fig. 2, a plurality of heat release heat exchangers 105 are arranged and the hydrocarbon pipeline 5 is thermally insulated. A considerable distance exists between each heat release heat exchanger 105, for example more than 30 km. Accordingly, the operator is able to heat the hydrocarbon flow in the hydrocarbon pipeline 5 at a suitable location or locations, thus ensuring flow in the hydrocarbon pipeline 5. For example, the hydrocarbons may still be sufficiently hot at the location of the first heat release heat exchanger 105 (that is, the one on the left in Fig. 2). The operator will then instead transfer heat from the refrigerant to the hydrocarbon flow at a location further downstream, for example at the position of the next heat release heat exchanger 105.
Tilfellet i Fig. 2 kunne også vært at avstanden mellom hver av varmeavgivelsesvarmevekslerne 105 er så stor at hydrokarbonene behøver oppvarming ved stedene til hver varmeavgivelsesvarmeveksler 105. The case in Fig. 2 could also be that the distance between each of the heat release heat exchangers 105 is so great that the hydrocarbons need heating at the locations of each heat release heat exchanger 105.
Operatøren vil være i stand til å velge de hensiktsmessige varmeavgivelsesvarmevekslerne 105 som bør brukes ved hjelp av innmating fra hydrokarbontemperaturmålerne 109 og hensiktsmessig aktuering av kjølemiddelventilene 113. The operator will be able to select the appropriate heat release heat exchangers 105 that should be used using input from the hydrocarbon temperature gauges 109 and appropriate actuation of the refrigerant valves 113.
Fig. 3 er en prinsippskisse av et havbunns kompresjonsanlegg 200 som er anordnet i hydrokarbonrørledningen 5. På venstre side i Fig. 3 er kjølevarme-veksleren 101 anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen 5 i en posisjon hvor hydrokarbonene behøver kjøling. Fig. 3 is a schematic diagram of a seabed compression plant 200 which is arranged in the hydrocarbon pipeline 5. On the left side in Fig. 3, the cooling heat exchanger 101 is arranged adjacent to the hydrocarbon pipeline 5 in a position where the hydrocarbons need cooling.
En annen betydelig varmekilde er kompressorutløpskjøleren. Til kompressor-utløpskjøleren er det koblet en kjølevarmeveksler 101a. Andre komponenter som behøver kjøling er forsynt med en kjølevarmeveksler 101b, 101c, 101 d, 101e. Slike komponenter kan omfatte en anti surge-kjøler til hvilken kjølevarme-veksleren 101b er koblet og en væskeledningspumpe 201 til hvilken motor kjølevarmeveksleren 101d er koblet, og en kompressormotor til hvilken kjøle-varmeveksleren 101c er koblet. Selv om slike komponenter kan eller ikke kan bidra positivt til produksjon av varmt vann, blir komponentene til hvilke kjøle-varmevekslerne er koblet fortrinnsvis kjølt. Disse komponentene blir effektivt kjølt i kompakte, indirekte varmevekslere, slik som den ovenfor omtalte mantel-og-rør-typen. Another significant heat source is the compressor discharge cooler. A cooling heat exchanger 101a is connected to the compressor outlet cooler. Other components that need cooling are provided with a cooling heat exchanger 101b, 101c, 101d, 101e. Such components may comprise an anti surge cooler to which the cooling heat exchanger 101b is connected and a liquid line pump 201 to which the motor cooling heat exchanger 101d is connected, and a compressor motor to which the cooling heat exchanger 101c is connected. Although such components may or may not contribute positively to the production of hot water, the components to which the cooling-heat exchangers are connected are preferably cooled. These components are effectively cooled in compact, indirect heat exchangers, such as the above-mentioned shell-and-tube type.
I utførelsesformen vist i Fig. 3 blir væsken fra gass-væske-separatoren 203 og den komprimerte gassen sammenblandet ved nedstrømssiden av kompresjonsanlegget (hydrokarbonrørledning 5). In the embodiment shown in Fig. 3, the liquid from the gas-liquid separator 203 and the compressed gas are mixed together at the downstream side of the compression plant (hydrocarbon pipeline 5).
Motoren til væskepumpen 201 installert i væskeledningen 205 blir kjølt med kjølevarmeveksleren 101d som mottar kaldt kjølemiddel gjennom kjøleledning-en 103d. Kjølemiddelet blir kjølt i en varmeavgivelsesvarmeveksler 105d som er anordnet på den samme væskeledningen 205, ytterligere nedstrøms. Væsken i væskeledningen 205 er kald og følgelig en fordelaktig kuldekilde for kjøling av kjølemiddelet ved hjelp av tvungen konveksjon. Kjølingen av motoren til væskepumpen 201 blir således tilveiebrakt med en alenestående kjølesammenstilling inne i kompresjonsanlegget 200. The motor of the liquid pump 201 installed in the liquid line 205 is cooled by the cooling heat exchanger 101d which receives cold refrigerant through the cooling line 103d. The coolant is cooled in a heat release heat exchanger 105d which is arranged on the same liquid line 205, further downstream. The liquid in the liquid line 205 is cold and consequently an advantageous cold source for cooling the refrigerant by means of forced convection. The cooling of the motor of the liquid pump 201 is thus provided with a stand-alone cooling assembly inside the compression system 200.
I motsetning til dette, det oppvarmete kjølemiddelet i kjølemiddelreturledningen 106, som er blitt varmet i kjølevarmeveksleren 101 oppstrøms for kompresjonsanlegget 200, samt kjølemiddelet levert til kjølevarmeveksleren 101a som kjøler kompressoravløpskjøleren 207, er begge koblet til varmeavgivelsesvarmeveksleren 105 i tilknytning til hydrokarbonrørledningen 5 nedstrøms for kompresjonsanlegget 200. In contrast, the heated refrigerant in the refrigerant return line 106, which has been heated in the refrigerant heat exchanger 101 upstream of the compression plant 200, as well as the refrigerant supplied to the refrigerant heat exchanger 101a which cools the compressor discharge cooler 207, are both connected to the heat release heat exchanger 105 in connection with the hydrocarbon pipeline 5 downstream of the compression plant 200 .
De forskjellige komponentene til havbunns kompresjonsanlegget 200 er kjent for fagmannen på området og alle disse vil ikke bli diskutert heri. Fig. 4 viser et skjematisk riss av kjølevarmevekslerne 101, 101a, 101b, 101c, 101d, 101 e, koblet til en felles kjølemiddelforsyningsledning 104 og kjølemiddel-returledning 106. Den siste er koblet til en varmeavgivelsesvarmeveksler 105 som er anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen 5 ved en betydelig avstand nedstrøms for kompresjonsanlegget 200. En forskjell mellom konfigura-sjonen vist i Fig. 4 og den i Fig. 3 er imidlertid at kjølevarmeveksleren 101d som er anordnet i tilknytning til væskepumpen 201 er vist koblet til den felles kjøle-ledningen 103 i Fig. 4. Fig. 5 viser et havbunns kompresjonsanlegg 300 som er koblet til en hydro-karbonrørledning 5 oppstrøms. Kompresjonsanlegget 300 vist i Fig. 5 tilsvarer det vist i Fig. 3, bortsett fra at gassfase- og væskefaseledningene ikke blir sammenblandet ved nedstrømssiden av anlegget. I stedet, på nedstrømssiden av kompresjonsanlegget 300 er det en gassfase-hydrokarbonrørledning 5a og en væskefase-hydrokarbonrørledning 5b. Begge disse er forsynt med varmeavgivelsesvarmevekslere 105 for å avgi varme. I tillegg kan varmeavgivelsesvarmevekslerne 105 benyttes til å sikre tilstrekkelig temperatur i hydrokarbonene (strømningssikring). Fig. 6 viser skjematisk en annen utførelsesform av en havbunns kjølesam-menstilling i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. Et flertall kjøle-varmevekslere 101 er innrettet til å kjøle forskjellige komponenter med kjølemid-del forsynt gjennom kjølemiddelforsyningsledningen 104. Kjølemiddel som blir varmet i kjølevarmevekslerne blir forsynt til varmeavgivelsesvarmevekslerne 105 som er anordnet i tilknytning til hydrokarbonrørledningen 5 for å avgi den termiske energien i kjølemiddelet (og slik å varme hydrokarbonstrømningen i hydrokarbonrørledningen 5). The various components of the seabed compression plant 200 are known to those skilled in the art and all of these will not be discussed herein. Fig. 4 shows a schematic view of the cooling heat exchangers 101, 101a, 101b, 101c, 101d, 101e, connected to a common coolant supply line 104 and coolant return line 106. The latter is connected to a heat release heat exchanger 105 which is arranged adjacent to the hydrocarbon pipeline 5 at a significant distance downstream of the compression plant 200. A difference between the configuration shown in Fig. 4 and that in Fig. 3 is, however, that the cooling heat exchanger 101d which is arranged in connection with the liquid pump 201 is shown connected to the common cooling line 103 in Fig. 4. Fig. 5 shows a seabed compression plant 300 which is connected to a hydrocarbon pipeline 5 upstream. The compression plant 300 shown in Fig. 5 corresponds to that shown in Fig. 3, except that the gas phase and liquid phase lines are not mixed at the downstream side of the plant. Instead, on the downstream side of the compression plant 300 there is a gas-phase hydrocarbon pipeline 5a and a liquid-phase hydrocarbon pipeline 5b. Both of these are provided with heat release heat exchangers 105 to release heat. In addition, the heat release heat exchangers 105 can be used to ensure a sufficient temperature in the hydrocarbons (flow protection). Fig. 6 schematically shows another embodiment of a seabed cooling assembly in accordance with the present invention. A plurality of cooling heat exchangers 101 are arranged to cool various components with refrigerant part supplied through the refrigerant supply line 104. Refrigerant heated in the cooling heat exchangers is supplied to the heat release heat exchangers 105 which are arranged adjacent to the hydrocarbon pipeline 5 to release the thermal energy in the refrigerant ( and thus heating the hydrocarbon flow in the hydrocarbon pipeline 5).
I tillegg har utførelsesformen i Fig. 6 en kjølemiddelbuffertank 115. Kjølemiddel-buffertanken 115 er varmeisolert og fremviser en elektrisk varmer 117. Dersom, av en eller annen grunn, varmt kjølemiddel ikke kan leveres fra de forskjellige kjølevarmevekslerne 101 - 101e, kan kjølemiddelet bli varmet og lagret i buffertanken 115. Dette kan skje for eksempel under nedstengninger, hvorved ingen varme kan gjenvinnes fra strømningen av hydrokarboner eller kompresjonsanlegget. Sammenstillingen kan da fortsatt anvendes for å sikre strømning i forskjellige komponenter 119 koblet til en kjølemiddelreturledningsavgrening 106i. Kjølemiddelreturledningsavgreningen 106i kan levere varmt kjølemiddel til de forskjellige komponentene 119 til kompresjonsanlegget som kan behøve oppvarming, for eksempel en anti-surge-ventil eller forgreninger med stillestående fluid (dead legs). Slike komponenter 119 er typisk strømningsførende komponenter. Strømningen av varmt vann blir rutet gjennom kjølemiddelreturlednings-forgreningen 106i ved struping av en strupeventil 401. I tilfeller med produk-sjonsnedstengning holder varmeelementet 117 i buffertanken 115 kjølemiddelet (ferskvann) varmt og kjølemiddelpumpen 107 sirkulerer varmt vann til komponentene som behøver varming for strømningssikring. In addition, the embodiment in Fig. 6 has a coolant buffer tank 115. The coolant buffer tank 115 is thermally insulated and exhibits an electric heater 117. If, for some reason, hot coolant cannot be supplied from the various coolant heat exchangers 101 - 101e, the coolant can be heated and stored in the buffer tank 115. This can happen, for example, during shutdowns, whereby no heat can be recovered from the flow of hydrocarbons or the compression plant. The assembly can then still be used to ensure flow in various components 119 connected to a refrigerant return line branch 106i. The refrigerant return line branch 106i can deliver hot refrigerant to the various components 119 of the compression system that may need heating, such as an anti-surge valve or branches with stagnant fluid (dead legs). Such components 119 are typically flow-carrying components. The flow of hot water is routed through the coolant return branch 106i by throttling a throttle valve 401. In cases of production shutdown, the heating element 117 in the buffer tank 115 keeps the coolant (fresh water) warm and the coolant pump 107 circulates hot water to the components that need heating for flow protection.
Det noteres også at én eller flere kjølemiddelbuffertanker 115 enn det som er vist i Fig. 6, også kan anordnes i kombinasjon med en hvilken som helst annen utførelsesform beskrevet heri, foreksempel de som er vist i Fig. 1 og Fig. 2. It is also noted that one or more refrigerant buffer tanks 115 than that shown in Fig. 6 can also be arranged in combination with any other embodiment described herein, for example those shown in Fig. 1 and Fig. 2.
Fig. 7 illustrerer en utførelsesform av en kombinasjon av de vist i Fig. 3 omfattende havbunns kompresjonsanlegget 200 og den vist i Fig. 2 omfattende fler-tallet av varmeavgivelsesvarmevekslerne 105. For enkelhets skyld er de tilknyt-tete ventilene 113, hydrokarbontemperaturmålerne 109 og kjølemiddeltempera-turmålerne 111 ikke vist i Fig. 7. Fig. 7 illustrates an embodiment of a combination of those shown in Fig. 3 comprising the seabed compression plant 200 and that shown in Fig. 2 comprising the majority of the heat release heat exchangers 105. For simplicity, the associated valves 113, hydrocarbon temperature gauges 109 and coolant temperature - the tachometers 111 not shown in Fig. 7.
Claims (17)
Priority Applications (4)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120838A NO336708B1 (en) | 2012-07-19 | 2012-07-19 | Subsea cooling device and method of cooling |
| AU2013290884A AU2013290884A1 (en) | 2012-07-19 | 2013-07-18 | Subsea cooling assembly and method for cooling |
| PCT/NO2013/000036 WO2014014358A1 (en) | 2012-07-19 | 2013-07-18 | Subsea cooling assembly and method for cooling |
| BR112015001077A BR112015001077A2 (en) | 2012-07-19 | 2013-07-18 | subsea cooling unit and cooling method. |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20120838A NO336708B1 (en) | 2012-07-19 | 2012-07-19 | Subsea cooling device and method of cooling |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20120838A1 NO20120838A1 (en) | 2014-01-20 |
| NO336708B1 true NO336708B1 (en) | 2015-10-26 |
Family
ID=49949083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20120838A NO336708B1 (en) | 2012-07-19 | 2012-07-19 | Subsea cooling device and method of cooling |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2013290884A1 (en) |
| BR (1) | BR112015001077A2 (en) |
| NO (1) | NO336708B1 (en) |
| WO (1) | WO2014014358A1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5803161A (en) * | 1996-09-04 | 1998-09-08 | The Babcock & Wilcox Company | Heat pipe heat exchanger for cooling or heating high temperature/high-pressure sub-sea well streams |
| US20060175062A1 (en) * | 2005-07-29 | 2006-08-10 | Benson Robert A | Undersea well product transport |
| US20120298216A1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Itp Sa | Underwater hydrocarbon transport and temperature control device |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO318393B1 (en) * | 2002-11-12 | 2005-03-14 | Sinvent As | Method and system for transporting hydrocarbon drums containing wax and asphaltenes |
| US7036596B2 (en) * | 2003-09-23 | 2006-05-02 | Sonsub Inc. | Hydraulic friction fluid heater and method of using same |
-
2012
- 2012-07-19 NO NO20120838A patent/NO336708B1/en not_active IP Right Cessation
-
2013
- 2013-07-18 WO PCT/NO2013/000036 patent/WO2014014358A1/en active Application Filing
- 2013-07-18 BR BR112015001077A patent/BR112015001077A2/en not_active IP Right Cessation
- 2013-07-18 AU AU2013290884A patent/AU2013290884A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5803161A (en) * | 1996-09-04 | 1998-09-08 | The Babcock & Wilcox Company | Heat pipe heat exchanger for cooling or heating high temperature/high-pressure sub-sea well streams |
| US20060175062A1 (en) * | 2005-07-29 | 2006-08-10 | Benson Robert A | Undersea well product transport |
| US20120298216A1 (en) * | 2011-05-23 | 2012-11-29 | Itp Sa | Underwater hydrocarbon transport and temperature control device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20120838A1 (en) | 2014-01-20 |
| BR112015001077A2 (en) | 2018-05-22 |
| AU2013290884A1 (en) | 2015-02-05 |
| WO2014014358A1 (en) | 2014-01-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20140138093A1 (en) | Subsea cooling system | |
| AU2004272938B2 (en) | Subsea compression system and method | |
| US20110005757A1 (en) | Device and method for flowing back wellbore fluids | |
| CN101135268A (en) | Heat pipe-based cooling apparatus and method for turbine engine | |
| KR101324958B1 (en) | Heat transfer system of ship | |
| KR200410836Y1 (en) | Liquefied Natural Gas Regassification System of LNG vessel | |
| JP2015232424A (en) | Waste heat recovery device for ship | |
| CN102052283A (en) | Air compressor heat radiating system and water-cooling heat radiator thereof | |
| JP5563176B1 (en) | Engine exhaust heat recovery device | |
| JP4986664B2 (en) | Gas turbine combustion air cooling system | |
| KR101368796B1 (en) | Liquified fuel gas propulsion ship | |
| US20160033170A1 (en) | Heat Recovery System and Method | |
| NO336708B1 (en) | Subsea cooling device and method of cooling | |
| NO339227B1 (en) | Heat recovery from well flow | |
| Esaklul et al. | Active heating for flow assurance control in deepwater flowlines | |
| KR101933883B1 (en) | Gas turbine generating apparatus and startup operating method of the same | |
| KR101390823B1 (en) | Heat Exchanger for Ship | |
| KR20110037632A (en) | Cooling system for a ship | |
| JP2008025973A (en) | Heat exchange system | |
| GB2433759A (en) | Subsea compression system and method | |
| Ezgi et al. | Optimization of heat exchanger cleaning cycle on a ship | |
| JP6479406B2 (en) | Cooling equipment and nuclear equipment | |
| Denney | Active Heating For Flow-Assurance Control in Deepwater Flowlines | |
| KR20100075228A (en) | Cooling apparatus of a vessel | |
| KR20100059772A (en) | The cooling system for oil of bearing with oil housing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: AKER SOLUTIONS AS, NO |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |