NO337767B1 - System for undervanns pumping eller komprimering - Google Patents
System for undervanns pumping eller komprimering Download PDFInfo
- Publication number
- NO337767B1 NO337767B1 NO20140808A NO20140808A NO337767B1 NO 337767 B1 NO337767 B1 NO 337767B1 NO 20140808 A NO20140808 A NO 20140808A NO 20140808 A NO20140808 A NO 20140808A NO 337767 B1 NO337767 B1 NO 337767B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- esp
- arrangement
- connector
- subsea
- production
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title description 8
- 230000006835 compression Effects 0.000 title 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 title 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 28
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 14
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 14
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 5
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000003321 amplification Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000008450 motivation Effects 0.000 description 2
- 238000003199 nucleic acid amplification method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 1
- 238000007665 sagging Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000013585 weight reducing agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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 OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B17/00—Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors
- F04B17/03—Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors driven by electric motors
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/066—Valve arrangements for boreholes or wells in wells electrically actuated
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B23/00—Pumping installations or systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B23/00—Pumping installations or systems
- F04B23/04—Combinations of two or more pumps
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/086—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use the pump and drive motor are both submerged
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Description
ROBUST OG ENKEL INSTALLERBAR UNSERDJØISK ESP.
Oppfinnelsen område
Foreliggende oppfinnelse vedrører undersjøisk tilkobling, undersjøisk produksjon og undersjøisk trykkforsterkning av hydrokarboner eller andre strømmer som håndteres innen petroleumsindustrien. Mer spesielt beskriver oppfinnelsen et undersjøisk horisontalt ESP system som er robust og enkelt å installere, bytte ut og hente opp, uten lekkasjer til miljøet og uten å overskride den strukturelle kapasiteten til eksisterende undersjøisk struktur.
Bakgrunn for oppfinnelsen
Det foreligger et behov for en rekke forskjellige undervanns pumper for forskjellige anvendelsesområder. Tradisjonelle undervanns trykkforsterkningspumper er typisk designet for å håndtere relativt store strømningsrater og behov for høy trykkforsterkning. Omfattende overvåknings - og manifoldarrangement vil også gjøre slike installasjoner komplekse og kostbare å fremstille og installere.
I tilfeller hvor det er et behov for å trykkforsterke små strømningsrater, fra en enkelt brønn eller noen få brønner, har det vært gjort forskjellige forsøkt på å anvende nedihullspumper - såkalte elektriske nedsenkede pumper (ESP - electric submerged pumps) - på havbunnen. Slike pumper har en utbredt anvendelse for kunstig løft fra brønner ved å være plassert nede i brønnhullet. Disse pumpene blir drevet av en elektrisk motor som blir tilført strøm gjennom en kabel som er klemt til produksjonsrøret. Dette er utviklede maskiner med omfattende anvendelse. Siden de er ment å plassere i et trangt brønnhull, er de typisk lange og smale. Lengden kan være opp til 40 meter og den totale installerte kraften kan være over 1 MW.
Et arrangement ved plassering av slike ESPer på havbunnen er beskrevet i US patent nr. 7.565.932 «Subsea flowline jumper containing ESP» fra Baker Hughes Inc. Patentet beskriker det grunnleggende konseptet med å installere en ESP i den horisontale seksjonen av et produksjonsforbindelsesledning (flowline jumper). Slike strømningsrør blir typisk brukt for å forbinde forskjellige enheter i et undersjøisk produksjonssystem med vertikale konnektorer i hver ende. Ved å bytte ut den horisontale rørseksjonen til en slik borestang med en forstørret seksjon inneholdende en ESP, oppnås det en enkel installasjon.
Et annet arrangement er beskrevet i US patent nr. 8.500.419 «Subsea pumping system with interchangeable pumping units» fra Schlumberger. Dette patentet beskriver et lignende arrangement av en eller flere ESPer i undervanns, horisontale rørseksjoner. Dette patentet beskriver en pumpemodul innbefattende en eller flere pumpeenheter på en ramme. To eller flere pumpeenheter kan være operasjonelt forbundet i serie eller parallell. Hver av pumpeenhetene, som hver kan ha elektriske drevne pumper (ESPer) sammensatt til en rørformet seksjon, kan hentes opp individuelt. På pumperammen er det et antall med ytterligere undersystemer: regulator, sensor, rørkobling, hydrauliske og elektriske koblinger, isolasjonsventiler for monteringene og minst en fluid by-pass ventil.
US patent nr. 8.083.501 «Subsea pumping system including a skid with mateable electric and hydraulic connections" fra Schlumberger, beskriver en mer generalisert versjon av systemet beskrevet i US 8.500.419. De to patentene er inngitt på samme dato. Dette patentet har det samme arrangementet som US 8.500.419, men beskriver en komplett horisontal pumpemodul inneholdende en sentrifugalpumpe drevet av en elektrisk motor. Beskrivelsen kan dekke ESPer eller andre elektrisk drevne horisontale pumper - sammensatt i et trykksatt hus.
Pumper som er lange og slanke på grunn av sitt påtenkte anvendelsesområde i et brønnhull, er ikke ideelle for undersjøisk bruk. Undervanns applikasjoner har nok plass for andre arrangementer. Typiske undervanns pumper er derfor mer kompakte og typisk anordnet for vertikal installasjon og opphenting. Pumpen er typisk montert på et strømningsfundament som har et enkelt manifoldarrangement for å lede strømningen inn og ut av pumpen samt tillate by-pass i tilfelle pumpestans. US patentene 8.500.419 og 8.083.501, nevnt over, har dette typiske arrangementet med pumpen montert på et fundament. Slike fundamenter er kostbare både å produsere og installere. Pumpene er også anordnet i en konstruksjon som medfører ytterligere vekt og kostnader. Slike arrangementer demper hovedmotivasjonen, beskrevet over, for å installere ESPer på havbunnen.
Motivasjonen/driverne for å anvende ESPer på havbunnen, på tross av sin form er følgende:
- Gjennomprøvd ved utstrakt bruk i utfordrende miljø,
- Enkel - trenger kun tilførsel av elektrisk strøm for å virke,
- Rimeligere enn sammenlignbare undervanns pumper,
- Undervannsanvendelse, det vil si på havbunnen, tillater bruk av kortere pumper med større diameter, som går med lavere hastighet enn nedihullsversjoner- øker potensielt påliteligheten, - Kapasiteten kan økes ved parallellarrangement (på grunn av mer tilgjengelig plass på havbunnen),
- Økt trykkforsterkningsevne kan erholdes ved serielt arrangement.
For å oppnå fordelene antydet over, har arrangementet beskrevet i US patent 7.565.9352 mer potensiale enn det som er beskrevet i de andre, nevnte patentene. Dette arrangementet vil imidlertid lide av følgende begrensninger med hensyn til pålitelighet, robusthet og installerbarhet: - Vekten øker på grunn av den større horisontale seksjonen og den installerte ESPen vil gi ytterligere belastning på konnektorene i hver ende, muligens utover det de er ment å ta opp. - Fare for bøying av røret inneholdende ESPen på grunn av den økte vekten og/eller skjev innstilling. Termiske effekter på grunn av oppvarming fra det produserte fluidet kan også resultere i dimensjonsendring og bøying. Slik bøying eller siging av røret inneholdende ESPen kan utfordre den rotordynamiske stabiliteten til ESP motor-pumpe sammenstillingen. ESP-akselen er lang (typisk > 20 meter) og bøying vil resultere i økte vibrasjoner og redusert levetid. - Økt ESP-rørveggtykkelse for å unngå bøying vil øke den vertikale belastningen ytterligere og er ikke en god løsning.
- Arrangementet muliggjør ikke strømnings-bypass.
- Arrangementet inkluderer ikke muligheten for parallelle eller serielle arrangementer av to eller flere ESPer. - Et typisk produksjonsforbindelseslednings-(jumper)arrangement har ikke isolasjonsventiler siden det ikke er ment å hentes opp etter installasjon. Når det er installert en ESP i den horisontale seksjonen, er det av avgjørende betydning med enkel opphenting og installasjon uten søl av hydrokarboner til sjø.
Ytterligere relevant teknikk finnes beskrevet i patentpublikasjonene US 5417553 A og US 5203682 A. Oppdriftselementerfor å begrense eller eliminere vekten av pumpen er ikke beskrevet i noen av de ovennevnte publikasjoner.
Oppsummering av oppfinnelsen
Robust og enkelt installerbart horisontalt undersjøisk ESP (electrical submersible pump) system, anordnet i en horisontal produksjonsforbindelsesledning (jumper), hvilket system innbefatter arrangementer for løfting og en konnektor ved hver ende. Systemet er kjennetegnet ved at det videre innbefatter: et avstivningsarrangement som sikrer en rett ESP-aksel hele tiden under løfting, installasjon og operasjon,
et arrangement for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilket systemet er tilkoblet under drift og også andre tilstedeværende undervannskonstruksjoner, hvilket arrangement innbefatter oppdriftselementer, og
hver konnektor eller konnektoradapter innbefatter en isolasjonsventil for å muliggjøre miljøvennlig installasjon, utbytting og opphenting av systemet.
Fortrinnsvis innbefatter arrangementet for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilke produksjonsforbindelsesledningen er tilkoblet under drift og også på eksisterende undersjøisk struktur, oppdriftselementer basert på syntaktisk skum med en levetid og total oppdrift til å kompensere for den økte vekten til systemet sammenlignet med en tradisjonell produksjonsforbindelsesledning.
Fortrinnsvis innbefatter avstivningsarrangementet en fagverkskonstruksjon.
Systemet i henhold til oppfinnelsen gir en forbedret levetid for EPS ved å eliminere den økte vekten av ESPen med oppdriftselementene samt sikre rettheten til ESP-røret ved å inkludere en avstivingskonstruksjon/arrangement, hvilket eliminerer vekten og kostnader ved å fremstille en pumperamme og sikrer pålitelig vertikal forbindelse og isolasjonstrekk.
Systemet i henhold til oppfinnelsen tilveiebringer en forbedret versjon av en undersjøisk installer ESP basert på det grunnleggende konseptet i ref. 1 ved å håndtere tre hovedproblemer: - Den økte vekten av den installerte ESPen vil gi ytterligere belastning på konnektorstøttene i hver ende av produksjonsforbindelsesledningen. - Fare for bøying av røret inneholdende ESPen (på grunn av den økte vekten) og derved utfordres den rotor-dynamiske stabiliteten til ESP motor-pumpe sammenstillingen. - Det opprinnelige, permanent installerte konnektorknutepunktet vil typisk mangel isolasjonsventiler som kan inneholde hydrokarboner under installasjon og opphenting. Slike modifikasjoner kan ikke gjøres på de permanent installerte konnektorknutepunktene.
Pumpemodulen i ref. 2 (rør inneholdende en ESP-type pumpeenhet) og pumpemodulen i ref. 3 (en mer generalisert pumpeenhet) er montert på et fundament. Dette representerer en ytterligere kompleksitet, vekt og kostnader. Dette kan unngås med den foreslått produksjonsforbindelsesledningsmonterte ESPen siden produksjonsforbindelsesledningsløsningen anvender eksisterende fundamenter ved tilkoblingspunktene.
1) US patent 7.565.932 «Subsea flowline jumper containing ESP» fra Baker Hughes Inc. beskriver det grunnleggende konseptet med å installer en ESP i den horisontale delen av en produksjonsforbindelsesledning. Slike produksjonsforbindelsesledninger blir typisk brukt til å forbinde forskjellige enheter i et undersjøisk produksjonssystem med vertikale konnektorer i hver ende. Ved å bytte ut den horisontale rørseksjonen til en slik forbindelsesledning med en forstørret seksjon inneholdende en ESP, kan det oppnås en enklere installasjon. 2) US patent 8.500.419 «Subsea pumping system with interchangeable pumping units» fra Schlumberger beskriver et lignende arrangement med en eller flere ESPer i undervanns, horisontale rørseksjoner. Dette patentet beskriver en pumpemodul inneholdende en eller flere pumpeenheter på en ramme. To eller flere pumpeenheter kan være operasjonelt sammenkoblet i parallell eller serie. Hver av pumpeenhetene, som hver har elektrisk drevne pumper (ESPer) sammenstilt i en rørseksjon, kan hentes opp individuelt. Pumperammen inneholder en rekke ytterligere undersystemer: regulator, sensor, rørmontering, hydrauliske og elektriske koblinger, isolasjonsventiler for rammene og minst en fluid by-pass ventil. 3) US patent 8.083.501 «Subsea pumping system including a skid with mateable electrical and hydraulic connections» fra Schlumberger, beskriver en mer generalisert versjon av systemet beskrevet i US 8.500.419. De to patentene er inngitt samme dag. Dette patentet har det samme arrangementet som US 8.500.419, men beskriver en komplett horisontal pumpemodul, inneholdende en sentrifugalpumpe som drives av en elektrisk motor. Beskrivelsen kan dekke ESPer og andre elektrisk drevne horisontale pumper - satt sammen i et trykksatt hus.
Systemet i henhold til oppfinnelsen er lett i vekt, enkelt å installere med minimalt ekstra utstyr for å etablere en trykkforsterkningsstasjon.
Figurer
Figurene 1 til 12 viser ulike utførelser av og trekk ved systemet ifølge oppfinnelsen.
Detaljert beskrivelse
Begrensningene med teknikkens stand blir avhjulpet med en eller flere av de følgende endringer i henhold til foreliggende oppfinnelse: - For å unngå ytterligere vektbelastning på landingskonstruksjonene og vertikale konnektorer utover den initielle belastningen på disse konnektorene, er det innbefattet oppdriftselementer for å kompensere for den økte vekten på grunn av ESPen og det større røret som inneholder denne. - Vekten til produksjonsforbindelsesledningen er forskjellig i luft og nedsenket i vann. Derfor vil det også bli anordnet et avstivningsarrangement og et passende løftearrangement for å sikre et rett rør under løfting slik at røret inneholdende ESPen vil få minimalt med bøyning under løfting, installasjon og i den landede, driftsposisjonen. Lange pumper, typisk som ESP typen, skal fortrinnsvis bli drevet av en rett aksel. Den rotor-dynamiske oppførselen til denne lange akselen som går gjennom motoren, kompensatoren og pumpen, må typisk være så hensiktsmessig som mulig. Minimalisering av oscillasjoner og vibrasjoner vil minimalisere slitasje på lagre og tetninger og sikre en lang levetid. Slik akselretthet vil kunne erholdes med et avstivningsarrangement på ESP-røret. - Den vertikal konnektorutformingen i hver ende av produksjonsforbindelsesledningen, typisk preinstallert ved et modifikasjonsarrangement, vil være forskjellig fra leverandør til leverandør. I tilfeller hvor en slik produksjonsforbindelsesledning-ESP-installasjon skal ettermonteres på eksisterende produksjonssystemer, er det av avgjørende betydning å ha et arrangement som kan anpasses til slike konnektorer. Det blir innført en konnektoradapter som i den nedre enden passer med den eksisterende konnektoren og den øvre enden passer med en standardisert konnektorprofil. En slikt adapter vil typisk være et komplett konnektorhus som blir permanent plassert på det eksisterende konnektorknutepunktet og terminert ved den øvre enden med det standardiserte vertikale konnektorknutepunktet. Et slikt konnektoradapter har følgende ytterligere trekk: o Isolasjonsventil: isolasjon av de innenbords og utenbords rørledningsendene er av avgjørende betydning for å holde tilbake hydrokarboner fra å lekke ut til omgivelsene når produksjonsforbindelsesledningen hentes opp. Slike isolasjonsventiler er innbefattet i det vertikale konnektoradapterhuset for å minimalisere vekt og størrelse. En slik ventil blir typisk operert med en ROV (Remote Operated Vehicle). Konnektoradapter versjon 1 har et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil og et øvre, konnektorknutepunkt.
o For å muliggjøre økt kapasitet, kan det erholdes parallelt arrangement med to rør inneholdende en ESP hver, med konnektoradapter versjon 2. Slike versjon 2 konnektoradaptere vil ha et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil, en Y-forgrening og to øvre konnektorknutepunkt forbundet med de to utløpene fra Y-forgreningen.
o For å muliggjøre økt trykkforsterkningsevne, kan to ESPer være anordnet i serie. Dette kan anordnes ved å bruke konnektoradapter versjon 3. Denne versjon 3 av konnektoradapteret vil ha et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil, et øvre konnektorknutepunkt forbundet med isolasjonsventilen og to konnektorknutepunkt som er flytende forbundet med hverandre og strukturelt forbundet med isolasjonsventilen.
o Strømningsomløp kan erholdes ved å ha et parallelt rør anordnet på konnektoradapter versjon 2 med en ventil. Ventilen kan være fjernstyrt enten elektrisk eller hydraulisk fra produksjonsverktøysystemet. Ventilen kan være elektrisk operert
med den elektriske strømtilførselen til ESPen slik at når ESPen går, vil ventilen lukke.
Oppdriftselementene og avstivningsanordningen kan være kombinert i et fagverk som sikrer stivhet og vil holde oppdriftselementene festet til røret som inneholder ESPen. Illustrasjon på Figur 3.
Denne utførelsesformen kan ha plass til mer enn en ESP på følgende måte og for følgende funksjoner: - En av de langsgående bjelkene kan være erstattet med et rør som bruke for strømnings-bypass. En fjernoperert ventil vil måtte inkluderes i dette røret. Konnektoradapter ver. 2 må i slike tilfeller bli brukt i hver ende. - Det samme arrangementet med å erstattet en av de langsgående bjelkene med et rør kan brukes for å huse en andre ESP. Parallell drift av de to ESPene vil muliggjøre økt pumpekapasitet. Konnektoradapter ver. 2 må i slike tilfeller brukes i hver ende. - Erstatning av to av de langsgående bjelkene med fluidførende rør kan brukes for serielt arrangement av ESPer. Fluid blir matet gjennom den første ESPen fra innløpskonnektorenden til utløpskonnektorenden. Fluid blir ledet tilbake gjennom det andre røret (som ikke har noen ESP) til innløpskonnektorenden. Fluidet blir trykkforsterket gjennom den andre ESPen til utløpskonnektoren. Konnektoradapter ver. 3 må i slike tilfeller brukes i hver ende.
I en annen utførelsesform erholdes rørstivheten av støtteprofiler/plater montert på ESP-røret og vektreduksjon oppnås med oppdriftsmaterialet som omgir ESP-røret og støtteplatene. Se figurene 5 og 6.
For alle disse utførelsesformene og variasjonene derav, er det tilveiebragt innretninger for å muliggjøre hydratinhibering. Det er installer injeksjonsåpninger ved egnede posisjoner for tilførsel av metanol eller andre inhibitorer. Dette arrangementet vil også bli brukt for spyling av enheten for å fjerne hydrokarboner før den hentes opp. Tilførsel og kontroll av slik injeksjon blir typisk tilveiebragt fra systemet installert i det tilhørende produksjonssystemet.
Tilstandsovervåkning av ESPen (trykk, temperatur og vibrasjonssignaler) kan gjøres på flere måter: - Signaler modulert i krafttilførselskabelen, slik det typisk gjøres for nedihullsbruk, kan anvendes dersom dataoppdateringsfrekvensen ikke er kritisk.
- Signaler kan rutes gjennom produksjonskontrollsystemet.
Signaler kan rutes gjennom en signalledning eller optisk fiber i ESP-kraft kontrollkabelen.
Systemet i henhold til oppfinnelsen vil:
- Tillate installasjon av en produksjonsforbindelsesledningsmontert ESP uten å gi ytterligere belastning på landingsposisjonen - tillatte ettermontering på eksisterende produksjonssystemer uten fare for den konstruksjonsmessige integriteten. - Øke ESP pålitelighet og levetid ved å la ESPen kjøre som en rett sammenstilling uten fare for å øke rotasjonsustabilitet på grunn av bøying.
Claims (3)
1.
Robust og lett installerbart horisontalt undervanns ESP - electrical submersible pump - elektrisk nedsenkbar pumpe - system, anordnet i en horisontal produksjonsforbindelsesledning, hvilket system innbefatter arrangementer for løfting og en konnektor i hver ende,
karakterisert vedat systemet videre innbefatter: et avstivningsarrangement, som sikrer en rett ESP aksel hele tiden under løfting, installasjon og drift, et arrangement for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilket systemet er tilkoblet under drift og også andre tilstedeværende undervannskonstruksjoner, hvilket arrangement innbefatter oppdriftselementer, og hver konnektor eller konnektor adapter innbefatter en isolasjonsventil, for å muliggjøre miljøvennlig installasjon, utbytting og opphenting av systemet.
2.
System i henhold til krav 1, hvorved arrangementet for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorene til hvilke produksjonsforbindelsesledningen er tilkoblet under drift og også på eksisterende undervannskonstruksjoner, innbefatter oppdriftselementer basert på syntaktisk skum med levetid og total oppdrift til å kompensere for økt vekt til systemet sammenlignet med en tradisjonelle undervanns produksjonsforbindelsesledning.
3.
System i henhold til krav 1 eller 2, hvorved avstivningsarrangementet innbefatter en fagverkskonstruksjon.
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20140808A NO337767B1 (no) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | System for undervanns pumping eller komprimering |
| BR112016030402-0A BR112016030402B1 (pt) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | Sistema para bombagem ou compressão submarina |
| GB1621689.7A GB2542520B (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
| PCT/NO2015/050021 WO2015199546A1 (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
| AU2015280768A AU2015280768B2 (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
| US15/320,463 US9920597B2 (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
| CA2952224A CA2952224C (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
| MYPI2016704649A MY189011A (en) | 2014-06-24 | 2015-01-30 | System for subsea pumping or compressing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20140808A NO337767B1 (no) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | System for undervanns pumping eller komprimering |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20140808A1 NO20140808A1 (no) | 2015-12-25 |
| NO337767B1 true NO337767B1 (no) | 2016-06-20 |
Family
ID=54938514
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20140808A NO337767B1 (no) | 2014-06-24 | 2014-06-24 | System for undervanns pumping eller komprimering |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US9920597B2 (no) |
| AU (1) | AU2015280768B2 (no) |
| BR (1) | BR112016030402B1 (no) |
| CA (1) | CA2952224C (no) |
| GB (1) | GB2542520B (no) |
| MY (1) | MY189011A (no) |
| NO (1) | NO337767B1 (no) |
| WO (1) | WO2015199546A1 (no) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| BR112018005621B1 (pt) * | 2015-09-23 | 2022-12-06 | Aker Solutions Inc. | Sistema de bomba submarina e intensificador de pressão submarino |
| NO20160416A1 (en) * | 2016-02-19 | 2017-08-21 | Aker Solutions Inc | Flexible subsea pump arrangement |
| GB2565977B (en) | 2016-06-09 | 2022-06-01 | Aker Solutions Ltd | Subsea power supply and accumulation control in a fluid system |
| US9784074B1 (en) * | 2016-09-29 | 2017-10-10 | Onesubsea Ip Uk Limited | Extender jumper system and method |
| CA3039771C (en) * | 2016-10-11 | 2021-03-23 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Chemical injection with subsea production flow boost pump |
| GB2578012B (en) | 2017-05-15 | 2022-06-15 | Aker Solutions As | System and method for fluid processing |
| US20210231249A1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-07-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for thermal management of subsea conduits using an interconnecting conduit and valving arrangement |
| US20210230976A1 (en) * | 2020-01-28 | 2021-07-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for thermal management of subsea conduits using an interconnecting conduit having a controllable annular section |
| US20220290538A1 (en) * | 2021-03-15 | 2022-09-15 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Subsea pumping and booster system |
| AU2022240798A1 (en) * | 2021-03-15 | 2023-09-28 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Subsea pumping and booster system |
| CN114458251B (zh) * | 2021-12-29 | 2024-02-09 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种水下增压管汇装置 |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5203682A (en) * | 1991-09-04 | 1993-04-20 | Baker Hughes Incorporated | Inclined pressure boost pump |
| US5417553A (en) * | 1993-06-02 | 1995-05-23 | Gibson; Roger L. | Submersible pump support |
| US7565932B2 (en) * | 2006-04-06 | 2009-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Subsea flowline jumper containing ESP |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5518340A (en) * | 1993-04-29 | 1996-05-21 | Sonsub International Management, Inc. | Pipe support frame |
| US7857604B2 (en) * | 2007-09-10 | 2010-12-28 | Baker Hughes Incorporated | Hermetically sealed motor lead tube |
| US8961153B2 (en) * | 2008-02-29 | 2015-02-24 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea injection system |
| US8500419B2 (en) * | 2008-11-10 | 2013-08-06 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system with interchangable pumping units |
| US8083501B2 (en) | 2008-11-10 | 2011-12-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system including a skid with wet matable electrical and hydraulic connections |
| US8382457B2 (en) * | 2008-11-10 | 2013-02-26 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US20160010434A1 (en) * | 2014-07-10 | 2016-01-14 | Baker Hughes Incorporated | Submersible Pump Assembly Inside Subsea Flow Line Jumper and Method of Operation |
-
2014
- 2014-06-24 NO NO20140808A patent/NO337767B1/no unknown
-
2015
- 2015-01-30 GB GB1621689.7A patent/GB2542520B/en active Active
- 2015-01-30 AU AU2015280768A patent/AU2015280768B2/en active Active
- 2015-01-30 US US15/320,463 patent/US9920597B2/en active Active
- 2015-01-30 MY MYPI2016704649A patent/MY189011A/en unknown
- 2015-01-30 BR BR112016030402-0A patent/BR112016030402B1/pt active IP Right Grant
- 2015-01-30 WO PCT/NO2015/050021 patent/WO2015199546A1/en active Application Filing
- 2015-01-30 CA CA2952224A patent/CA2952224C/en active Active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5203682A (en) * | 1991-09-04 | 1993-04-20 | Baker Hughes Incorporated | Inclined pressure boost pump |
| US5417553A (en) * | 1993-06-02 | 1995-05-23 | Gibson; Roger L. | Submersible pump support |
| US7565932B2 (en) * | 2006-04-06 | 2009-07-28 | Baker Hughes Incorporated | Subsea flowline jumper containing ESP |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20170159411A1 (en) | 2017-06-08 |
| BR112016030402A2 (no) | 2017-08-22 |
| NO20140808A1 (no) | 2015-12-25 |
| MY189011A (en) | 2022-01-18 |
| AU2015280768B2 (en) | 2019-06-06 |
| WO2015199546A1 (en) | 2015-12-30 |
| BR112016030402B1 (pt) | 2022-11-22 |
| CA2952224A1 (en) | 2015-12-30 |
| AU2015280768A1 (en) | 2017-01-12 |
| GB2542520B (en) | 2020-07-08 |
| GB201621689D0 (en) | 2017-02-01 |
| GB2542520A (en) | 2017-03-22 |
| US9920597B2 (en) | 2018-03-20 |
| CA2952224C (en) | 2022-01-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO337767B1 (no) | System for undervanns pumping eller komprimering | |
| BRPI0904639A2 (pt) | sistema de bombeio para movimentar um fluido em uma localização submarina, método para movimentar fluido em um local submarino, e sistema | |
| US8381820B2 (en) | In-well rigless ESP | |
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| US20070274849A1 (en) | Capsule for Two Downhole Pump Modules | |
| BRPI0903198A2 (pt) | sistema de bombeamento para utilização em uma localização submarina, sistema para utilização em uma aplicação de bombeamento submarino, método para bombeamento de fluido em uma localização submarina, e método | |
| NO20120557A1 (no) | Undervanns hydrokarbontransport- og temperaturreguleringsanordning | |
| NO343992B1 (no) | Undersjøiske pumpeanordninger og fremgangsmåte for pumping av fluid fra en første mottaker til en annen mottaker av et undersjøisk produksjonssystem på en havbunn. | |
| NO342437B1 (no) | Hermetisk forseglet motorlederrør | |
| NO330442B1 (no) | System og fremgangsmate for a produsere hydrokarboner fra en undersjoisk bronn | |
| NO324777B1 (no) | Elektro-hydraulisk trykksatt nedhulls ventilaktuator | |
| US20190226303A1 (en) | Subsea methane production assembly | |
| BRPI0403021B1 (pt) | Conjunto de bombeamento submarino e método de bombeamento de fluido | |
| US20130000918A1 (en) | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool | |
| BRPI0403295B1 (pt) | Sistema submarino de produção de petróleo, método de instalação e uso do mesmo | |
| NO20110997A1 (no) | System og fremgangsmate for levering av materialer til en undersjoisk bronn | |
| BR102012033440A2 (pt) | método para controlar uma construção submarina de conclusão ou workover em um poço submarino e construção submarina | |
| GB2585113A (en) | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations | |
| NO20181211A1 (en) | Flexible subsea production arrangement | |
| NO340093B1 (no) | Robust og enkel installerbar undersjøisk esp | |
| WO2017143321A2 (en) | Flexible subsea production arrangement | |
| Homstvedt et al. | Step-Change Seabed ESP Boosting | |
| NO20110685A1 (no) | System for a plassere en elektrisk drevet innretning i en bronn | |
| BRPI0504586B1 (pt) | módulo submarino de aquecimento para produção de hidrocarbonetos e método para estocagem submarina e substituição do mesmo | |
| NO20120645A1 (no) | System for a plassere en elektrisk drevet innretning i en bronn |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO |