NO339227B1

NO339227B1 - Heat recovery from well flow

Info

Publication number: NO339227B1
Application number: NO20120743A
Authority: NO
Inventors: Kjell Olav Stinessen; Bianca Maria Mita Nogueira; Thomas Førde
Original assignee: Aker Subsea As
Priority date: 2012-06-26
Filing date: 2012-06-26
Publication date: 2016-11-21
Also published as: NO20120743A1; WO2014003575A1; AU2013281350A1

Description

Kjølesystem for havbunnselementer Cooling system for seabed elements

I samsvar med et første aspekt vedrører den foreliggende oppfinnelsen kjøling av havbunnselementer anvendt i havbunns hydrokarbonproduksjon. I samsvar med et andre aspekt av den foreliggende oppfinnelsen gjelder den strømnings-sikring av hydrokarbon transportledninger på havbunnen, slik som et hydro-karbonrør som strekker seg fra en havbunnsbrønn til et sted på land eller overflaten og andre havbunnselementer som behøver strømningssikring. In accordance with a first aspect, the present invention relates to the cooling of seabed elements used in seabed hydrocarbon production. In accordance with a second aspect of the present invention, it applies to flow protection of hydrocarbon transport lines on the seabed, such as a hydrocarbon pipe extending from a seabed well to a place on land or the surface and other seabed elements that need flow protection.

Bakgrunn Background

En brønnstrøm som strømmer ut av havbunnsbrønner kan ha en stor mengde termisk energi. Det er således kjent å kjøle brønnstrømmen for å beskytte rør og tilknyttet havbunnsutstyr. Én kjent måte å kjøle på er å anvende det omgivende sjøvannet, enten som et passivt kjølemiddel eller ved tvungen kjøling, hvorved sjøvannet blir tvunget forbi utstyret eller en tilknyttet varmeveksler. A well stream flowing out of subsea wells can have a large amount of thermal energy. It is thus known to cool the well flow to protect pipes and associated subsea equipment. One known way of cooling is to use the surrounding seawater, either as a passive coolant 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 kjøleut-styret og avleiring og begroing. Mottiltak omfatter belegning av overflatene 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. One disadvantage, however, is that seawater contains salts and organisms that can lead to corrosion of the cooling system and deposits and fouling. Countermeasures include coating the surfaces in contact with the seawater. However, this reduces the heat transfer between the coolant and the hot equipment.

Videre, slike løsninger som bruker sjøvann som kjølemiddel vil ikke ta i bruk varme som trekkes ut av det varme havbunnsutstyret. I stedet blir varmen bare overført til sjøen. Furthermore, such solutions that use seawater as a coolant will not use heat that is extracted from the hot seabed equipment. Instead, the heat is simply transferred to the sea.

Forhindring av hydratdannelse er alltid et tema, og i noen tilfeller forhindring av voksdannelse. Både hydratdannelse og voksdannelse kan forhindres med kjemisk injeksjon. Prevention of hydrate formation is always a topic, and in some cases prevention of wax formation. Both hydrate formation and wax formation can be prevented with chemical injection.

Kjemikaliene som injiseres for å forhindre hydrater er antifrysevæsker, av hvilke MEG (monoetylenglykol) er den mest vanlige. Typisk kan 70 %-vekt av fritt vann bli injisert. Forbruket av MEG ville representert et betydelig OPEX-element så vel som et miljøproblem. MEG blir derfor vanligvis regenerert i et MEG- regenerasjonsanlegg som representerer et betydelig CAPEX-element, og noen miljøhensyn er fortsatt til stede. The chemicals injected to prevent hydrates are antifreezes, of which MEG (monoethylene glycol) is the most common. Typically 70% by weight of free water may be injected. The 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 considerations 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 utviklings- og kvalifiseringsarbeid gjen-står for utlegg i området på 50 til 200 km, dersom dette overhodet 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 at all.

Publikasjon US2006175062 A1 angir en fremgangsmåte ved bruk av kaldt sjøvann for å kjøle en brønnstrøm, før transport gjennom havbunnsrør til et prosessanlegg. Publication US2006175062 A1 sets out a method using cold seawater to cool a well stream, prior to transport through subsea pipes to a processing plant.

Patentpublikasjon US5803161 beskriver et havbunns strømningsrør omfattende radialt utragende kjølerør som blir kjølt av omgivende sjøvann. En arbeidsvæske i et ringrom mellom et indre og ytre rør fordamper ved føring av en varm strømning. Den fordampete arbeidsvæsken kondenserer i de utragende kjølerørene og renner tilbake i ringrommet. Patent publication US5803161 describes a seabed flow pipe comprising radially projecting cooling pipes which are cooled by surrounding seawater. A working fluid in an annulus between an inner and outer tube evaporates when a hot flow is conducted. The evaporated working fluid condenses in the protruding cooling pipes and flows back into the annulus.

US2009020288 A1 beskriver en løsning hvor en strøm av produserte hydrokarboner blir kjølt i slik grad at det dannes faststoffer i strømningen. Avleiringer blir periodisk pigget ut og plassert i en blanding (slurry) som fraktes vekk og tas hånd om. US2009020288 A1 describes a solution where a flow of produced hydrocarbons is cooled to such an extent that solids are formed in the flow. Deposits are periodically spiked out and placed in a mixture (slurry) which is transported away and taken care of.

Oppfinnelsen The invention

I samsvar med et første aspekt av den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt et kjølesystem som kjøler ett eller flere havbunnselementer til et havbunns hydrokarbonanlegg. Kjølesystemet har en kjølemiddelførende kjøleledning i tilknytning til nevnte havbunnselement, for å kjøle dette eller disse havbunnselementene. En pumpe er innrettet til å pumpe kjølemiddelet gjennom kjøleledningen. I samsvar med oppfinnelsen strekker kjøleledningen seg fra en overflateposisjon til nevnte havbunnselement. Kjøleledningen omfatter en kjølemiddeltilførselslinje mellom overflateposisjonen og havbunnselementet, samt en kjølemiddelreturledning. Kjølemiddelreturledningen er anordnet i tilknytning til en hydrokarbonstrømningsledning som strekker seg fra hydrokarbonanlegget, og således varmer hydrokarbonstrømningsledningen. In accordance with a first aspect of the present invention, there is provided a cooling system that cools one or more seabed elements of a seabed hydrocarbon facility. The cooling system has a coolant-carrying cooling line connected to said seabed element, in order to cool this or these seabed elements. A pump is arranged to pump the coolant through the cooling line. In accordance with the invention, the cooling line extends from a surface position to said seabed element. The cooling line comprises a coolant supply line between the surface position and the seabed element, as well as a coolant return line. The coolant return line is arranged in connection with a hydrocarbon flow line that extends from the hydrocarbon plant, and thus heats the hydrocarbon flow line.

På denne måten blir kjølemiddelet som blir varmet av de varme havbunnselementene anvendt for å varme hydrokarbonstrømningsledningen. Dette er i kontrast til kjente havbunns kjølesystemer som avgir varmeenergi fra det varme havbunnsutstyret til sjøvannet. In this way, the coolant that is heated by the hot seabed elements is used to heat the hydrocarbon flow line. This is in contrast to known seabed cooling systems that emit heat energy from the hot seabed equipment to the seawater.

Overflateposisjonen skal forstås som omfattende et hvilket som helst sted over vannoverflaten, slik som på land eller på en installasjon til havs. Det skal fortrinnsvis forstås som omfattende et sted i umiddelbar nærhet til land eller en offshorestruktur, slik som få meter under havoverflaten, i hvilket sted operatøren vil ha nytte av nærheten til land eller strukturen. The surface position shall be understood to include any location above the surface of the water, such as on land or on an offshore installation. It should preferably be understood as including a place in close proximity to land or an offshore structure, such as a few meters below sea level, in which place the operator will benefit from the proximity to land or the structure.

Et havbunns hydrokarbonanlegg skal forstås som et hvilken som helst anlegg anordnet på havbunnen som behandler og/eller fører hydrokarboner som kommer fra én eller flere havbunnsbrønner. Foreksempel, et havbunnsanlegg kan omfatte en samlestokk eller et havbunns hydrokarbonkompresjonsanlegg, eller et enkelt hydrokarbonførende rør. A seabed hydrocarbon facility shall be understood as any facility located on the seabed that processes and/or transports hydrocarbons that come from one or more seabed wells. For example, a subsea facility may comprise a sump or a subsea hydrocarbon compression facility, or a single hydrocarbon-carrying pipe.

I en foretrukket utførelsesform av det første aspektet til oppfinnelsen er kjøle-middelet ferskvann. Ferskvannet kan fordelaktig være ferskvann som er blitt renset ved hjelp av filtrering og/eller ionebytte. Ferskvannet kan også være destillert. Ved å anvende ferskvann som kjølemiddel vil rørene som fører kjølemiddelet være mindre utsatt for korrosjon og beleggdannelse. In a preferred embodiment of the first aspect of the invention, the coolant is fresh water. The fresh water can advantageously be fresh water that has been purified by means of filtration and/or ion exchange. The fresh water can also be distilled. By using fresh water as a coolant, the pipes carrying the coolant will be less exposed to corrosion and coating formation.

Kjølemiddelet kan omfatte et antifrysekjemikalie. Et slikt kjemikalie kan fordelaktig være MEG, som er godt kjent for fagmannen på området. The coolant may include an antifreeze chemical. Such a chemical can advantageously be ME, which is well known to the person skilled in the art.

I en annen utførelsesform er kjølemiddelet en olje. En olje vil også beskytte de kjølemiddelførende rørene mot korrosjon, avleiring og begroing. Kjølemiddelreturledningen og hydrokarbonstrømningsledningen kan fordelaktig danne en rør-i-rør-konfigurasjon. Hydrokarbonfluid kan da strømme i det indre røret og kjølemiddelet kan strømme i ringrommet mellom det indre og ytre røret. Det er fordelaktig anordnet varmeisolasjon på det ytre røret for å redusere varmetapet til det omgivende sjøvannet. En slik konfigurasjon vil tilveiebringe effektiv varmeoverføring fra det oppvarmete kjølemiddelet til strømningen av hydrokarbonfluid i strømningsledningen. In another embodiment, the coolant is an oil. An oil will also protect the coolant-carrying pipes against corrosion, deposits and fouling. The refrigerant return line and the hydrocarbon flow line may advantageously form a pipe-in-pipe configuration. Hydrocarbon fluid can then flow in the inner tube and the coolant can flow in the annulus between the inner and outer tube. Thermal insulation is advantageously arranged on the outer tube to reduce heat loss to the surrounding seawater. Such a configuration will provide efficient heat transfer from the heated refrigerant to the flow of hydrocarbon fluid in the flow line.

Kjølemiddelreturledningen kan være anordnet i tilknytning til ett eller flere strømningsførende elementer til havbunnsanlegget. Dette er for å sikre strøm-ning i de strømningsførende elementene. Det vil si, temperaturen i de forskjellige strømningsførende elementene blir holdt over en viss temperatur, under hvilken strømningssikringsproblemer er kjent å oppstå. Temperaturen til slike elementer blir typisk holdt over hydratformasjonstemperatur og/eller voksdan-nelsestemperatur. Én måte å holde slike strømningsførende elementer over en ønsket temperatur er å lukke dem inn i en innkapsling og å strømme oppvarmet kjølemiddel gjennom innkapslingen, fra et innløp til et utløp. The coolant return line can be arranged in connection with one or more flow-carrying elements of the seabed facility. This is to ensure flow in the flow-carrying elements. That is, the temperature in the various flow-carrying elements is maintained above a certain temperature, below which flow protection problems are known to occur. The temperature of such elements is typically kept above the hydrate formation temperature and/or wax formation temperature. One way to keep such flow conducting elements above a desired temperature is to enclose them in an enclosure and to flow heated refrigerant through the enclosure, from an inlet to an outlet.

Den anvendte varmeveksleren / "tvungen kjøler" kan være en hvilken som helst hensiktsmessig type. Det kan fordelaktig anvendes en skall-og-rør-type. Hydro-karbonstrømningen som skal kjøles kan fortrinnsvis være i røret og kjølemiddel-et kan være i ringrommet eller rommet mellom røret og skallet. The heat exchanger/"forced cooler" used can be any suitable type. A shell-and-tube type can advantageously be used. The hydrocarbon flow to be cooled can preferably be in the pipe and the coolant can be in the annulus or the space between the pipe and the shell.

I samsvar med en foretrukket utførelsesform er det i kjøleledningen anordnet en havbunnsbuffertank for oppvarmet kjølemiddel, ved en havbunnsposisjon. Havbunnsbuffertanken er fortrinnsvis anordnet nære eller i tilknytning til havbunns hydrokarbonanlegget. In accordance with a preferred embodiment, a seabed buffer tank for heated coolant is arranged in the cooling line, at a seabed position. The seabed buffer tank is preferably arranged close to or adjacent to the seabed hydrocarbon facility.

I en utførelsesform kan havbunnsbuffertanken være anordnet oppstrøms for havbunnselementene. I en annen utførelsesform kan havbunnstanken være anordnet nedstrøms for havbunnselementene. Havbunnsbuffertanken kan fortrinnsvis omfatte en elektrisk varmer anordnet for å varme kjølemiddelet i buffertanken. In one embodiment, the seabed buffer tank can be arranged upstream of the seabed elements. In another embodiment, the seabed tank can be arranged downstream of the seabed elements. The seabed buffer tank may preferably comprise an electric heater arranged to heat the coolant in the buffer tank.

Man kan også forestille seg en utførelsesform med to havbunnsbuffertanker, hvorved én er anordnet oppstrøms for havbunnselementene og den andre er anordnet nedstrøms for havbunnselementene, imidlertid oppstrøms for hydro-karbonstrømningsledningen. Etter en nedstengning, i en situasjon hvor mye av havbunnsutstyret så vel som strømningsledningen er kald, kan havbunnsbuffertanker tilveiebringe oppvarmet kjølemiddel til det kalde utstyret for å tilveiebringe strømningssikring før oppstart. One can also imagine an embodiment with two seabed buffer tanks, whereby one is arranged upstream of the seabed elements and the other is arranged downstream of the seabed elements, however upstream of the hydrocarbon flow line. After a shutdown, in a situation where much of the subsea equipment as well as the flow line is cold, subsea buffer tanks can provide heated coolant to the cold equipment to provide flow protection before start-up.

Kjølemiddelreturledningen kan strekke seg mellom ett eller flere havbunnselementer og overflateposisjonen, og kjøleledningen kan være en lukket sløyfe til hvilken det er koblet en kjølemiddelpumpe. Eventuelle kjemikalier som er til-ført kjølemiddelet behøver da ikke å bli etterfylt. Man vil heller ikke måtte rense eller destillere kjølemiddelet etter hver passering gjennom sløyfen. Kjølemiddel-pumpen er fortrinnsvis anordnet ved overflaten, slik som på land eller på over-stellet (på en plattform). Det er imidlertid også teknisk mulig å anordne kjøle-middelpumpen under havoverflaten. The coolant return line may extend between one or more subsea elements and the surface position, and the coolant line may be a closed loop to which a coolant pump is connected. Any chemicals added to the coolant do not need to be refilled. You also don't want to have to clean or distill the refrigerant after each pass through the loop. The coolant pump is preferably arranged at the surface, such as on land or on the superstructure (on a platform). However, it is also technically possible to arrange the coolant pump below the sea surface.

Kjølesystemet i samsvar med det første aspektet av oppfinnelsen kan også omfatte en overflatebuffertank som er innrettet til å tilveiebringe oppvarmet kjøle-middel. I en utførelsesform kan kjølemiddelpumpen og tilknyttete strømnings-ventiler da bli brukt for å strømme oppvarmet kjølemiddel fra overflateposisjonen og inn i kjølemiddelreturledningen. The cooling system in accordance with the first aspect of the invention may also comprise a surface buffer tank which is arranged to provide heated coolant. In one embodiment, the coolant pump and associated flow valves can then be used to flow heated coolant from the surface location into the coolant return line.

Det oppvarmete kjølemiddelet kan da varme opp hydrokarbonstrømningsled-ningen. Som med havbunnsbuffertanken kan overflatebuffertanken, anordnet ved en overflateposisjon, fordelaktig omfatte en elektrisk varmer anordnet for å varme kjølemiddelet. På denne måten kan kjøleledningen, det vil si kjølemiddel-returledningen i denne utførelsesformen, bli anvendt som en varmeledning og bli brukt for strømningssikring i hydrokarbonstrømningsledningen også uten å gjenvinne varme fra havbunnselementet(-ene). Dette kan typisk skje under ned-stengninger. Kjølemiddelet blir da varmet og ført i reversert strømning med et ventilopplegg ved pumpen eller ved å ha en separat dedikert reversstrømnings-pumpe. Kjølemiddelet vil da bli varmet opp tilstrekkelig for å oppnå strømnings- sikring der det er behov. Denne utførelsesformen vil bli beskrevet i nærmere detalj nedenfor, under henvisning til tegningene. The heated coolant can then heat up the hydrocarbon flow line. As with the seabed buffer tank, the surface buffer tank, arranged at a surface position, can advantageously comprise an electric heater arranged to heat the coolant. In this way, the cooling line, i.e. the coolant return line in this embodiment, can be used as a heating line and be used for flow protection in the hydrocarbon flow line also without recovering heat from the seabed element(s). This can typically happen during shutdowns. The coolant is then heated and led in reverse flow with a valve arrangement at the pump or by having a separate dedicated reverse flow pump. The coolant will then be heated up sufficiently to achieve flow protection where there is a need. This embodiment will be described in more detail below, with reference to the drawings.

Havbunnselementene fra hvilke varme kan gjenvinnes med kjøleledningen, så vel som annet havbunnsutstyr, for eksempel strømningsførende elementer, kan fortrinnsvis være forsynt med temperatursensorer for å gjøre operatøren i stand til å overvåke temperaturen ved de respektive elementene til havbunnsanlegget. Videre, et flertall fjernaktuerte ventiler kan fortrinnsvis være anordnet til kjøleledningen, og særlig til de forskjellige avgreningene av kjøleledningen. I en utførelsesform kan ventilene bli styrt automatisk på grunnlag av temperatur-sensorene, slik som med en tilknyttet mikrokontroller eller lignende. Buypass-ledninger rundt havbunnselementene kan også være anordnet for justering av temperaturen til strømningen som skal kjøles og temperaturen til det oppvarmete kjølemiddelet. The subsea elements from which heat can be recovered with the cooling line, as well as other subsea equipment, for example flow conducting elements, may preferably be provided with temperature sensors to enable the operator to monitor the temperature of the respective elements of the subsea facility. Furthermore, a plurality of remotely actuated valves can preferably be arranged to the cooling line, and in particular to the various branches of the cooling line. In one embodiment, the valves can be controlled automatically on the basis of the temperature sensors, such as with an associated microcontroller or the like. Buypass lines around the subsea elements may also be provided for adjusting the temperature of the flow to be cooled and the temperature of the heated refrigerant.

I samsvar med et andre aspekt av den foreliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt et strømningssikringssystem anordnet i tilknytning til en hydrokarbonfør-ende strømningsledning anordnet på havbunnen. Systemet omfatter en varmeledning som fører et varmemiddel, hvilken varmeledning strekker seg fra en overflate- eller landposisjon og langsmed strømningsledningen og med varmeoverførende kontakt med strømningsledningen. Varmeledningen omfatter en tilførselsledning som strekker seg fra overflateposisjonen til én eller flere havbunns varmekilder, og en returledning som strekker seg fra havbunns varmekilden(e) til overflate- eller landposisjonen. Returledningen er anordnet med varmeoverførende kontakt med strømningsledningen. In accordance with a second aspect of the present invention, a flow protection system arranged in connection with a hydrocarbon-carrying flow line arranged on the seabed is provided. The system comprises a heating conduit carrying a heating medium, which heating conduit extends from a surface or land position and along the flow conduit and in heat-transferring contact with the flow conduit. The heating line comprises a supply line that extends from the surface position to one or more seabed heat sources, and a return line that extends from the seabed heat source(s) to the surface or land position. The return line is arranged with a heat-transferring contact with the flow line.

Varmeoverføringskontakten tilveiebringer overføring av varme fra varmemiddelet til det hydrokarbonholdige fluidet i strømningsledningen når varmemiddelet er varmere enn nevnte fluid. Den varmemedieførende varmeledningen er en varmeledning som fører et varmemiddel. Varmemiddelet kan fordelaktig være ferskvann, slik som beskrevet ovenfor i tilknytning til det første aspektet av oppfinnelsen. The heat transfer contact provides for the transfer of heat from the heating medium to the hydrocarbon-containing fluid in the flow line when the heating medium is hotter than said fluid. The heating medium-carrying heating line is a heating line that carries a heating medium. The heating agent can advantageously be fresh water, as described above in connection with the first aspect of the invention.

I en utførelsesform kan varmeledningen omfatte en tilførselsledning som strekker seg fra en overflatebuffertank ved overflateposisjonen og varmeledningen kan være anordnet med varmeoverførende kontakt med strømningsled-ningen. In one embodiment, the heating line may comprise a supply line extending from a surface buffer tank at the surface position and the heating line may be arranged in heat-transferring contact with the flow line.

Forskjellige trekk som er beskrevet med henvisning til det første aspektet ved den foreliggende oppfinnelsen vil også gjelde for det andre aspektet ved oppfinnelsen. For eksempel kan varmemiddelet være ferskvann, systemet kan omfatte en overflatebuffertank og/eller en havbunnsbuffertank med elektrisk oppvarming. Systemet kan også omfatte hensiktsmessige ventiler, bypassledninger og temperatursensorer. Various features which are described with reference to the first aspect of the present invention will also apply to the second aspect of the invention. For example, the heating medium can be fresh water, the system can comprise a surface buffer tank and/or a seabed buffer tank with electric heating. The system can also include appropriate valves, bypass lines and temperature sensors.

I et eksempel på utførelsesform av det første aspektet ved oppfinnelsen, for et In an exemplary embodiment of the first aspect of the invention, for a

havbunns kompresjonsanlegg med en 6 MW kompressor er det blitt beregnet at energien som gjenvinnes fra en korresponderende brønnstrøm kan typisk være 7 MW ved å kjøle den fra 100 til 35 °C. Ved bruk av ferskvann tilført med rør fra overflaten som kjølemiddel kan disse 7 MW bli gjenvunnet som stor mengde varmtvann ved 80 °C. Fra utløpskjøleren til kompressoren kan typisk 5 MW bli gjenvunnet. Dette varme vannet kan så bli brukt for strømningssikring, det vil si forhindring av hydratdannelse og i noen tilfeller også voksdannelse og kanskje også hindring av dannelse av andre skadelige komponenter ved lav temperatur. seabed compression plant with a 6 MW compressor, it has been calculated that the energy recovered from a corresponding well flow can typically be 7 MW by cooling it from 100 to 35 °C. By using fresh water supplied by pipes from the surface as a coolant, these 7 MW can be recovered as a large amount of hot water at 80 °C. From the outlet cooler to the compressor, typically 5 MW can be recovered. This hot water can then be used for flow protection, i.e. prevention of hydrate formation and in some cases also wax formation and perhaps also prevention of formation of other harmful components at low temperature.

Kjølemiddelet som strømmer i kjølemiddeltilførselsledningen fra overflateposisjonen vil etter noen få kilometre bli kjølt ned til sjøvannstemperatur på grunn av fri konveksjonsvarmeveksling. The coolant flowing in the coolant supply line from the surface position will after a few kilometers be cooled down to seawater temperature due to free convection heat exchange.

Dersom avstanden fra overflateposisjonen til havbunnsanlegget skulle være kort, kan ytterligere kjøling av kjølemiddelet i kjølemiddeltilførselsledningen bli anordnet, for eksempel ved innføring av en passiv kjøler i tilførselsledningen eller en aktiv varmeveksler for økt varmeveksling med sjøvannet. If the distance from the surface position to the seabed facility should be short, further cooling of the coolant in the coolant supply line can be arranged, for example by introducing a passive cooler in the supply line or an active heat exchanger for increased heat exchange with the seawater.

Det skal bemerkes at når det ikke sirkuleres er trykket til kjølemiddelet nær likt sjøvannstrykket langsmed kjølesløyfen. Under drift vil kjølemiddelet ha over-trykk for å overvinne friksjonstap på grunn av sirkuleringen, og dette kan typisk være i området "noen hundre bar", for eksempel 300 bar ved innløpet til kjøle-middeltilførselsledningen. Trykkratingen må være tilsvarende. It should be noted that when it is not circulating, the pressure of the refrigerant is close to the seawater pressure along the cooling loop. During operation, the refrigerant will be over-pressured to overcome frictional losses due to circulation, and this may typically be in the range of "a few hundred bar", for example 300 bar at the inlet to the refrigerant supply line. The pressure rating must be corresponding.

Foreløpige kostnadsestimater har vist at bruk av slik gjenvunnet varme vil være mye billigere enn bruk av MEG med eller uten et regenerasjonsanlegg. Preliminary cost estimates have shown that using such recovered heat will be much cheaper than using MEG with or without a regeneration plant.

Bruk av varmt vann fra gjenvunnet varme vil også være mye lavere i CAPEX og OPEX enn direkte elektrisk oppvarming (DEH). Videre vil det være mer pålitelig (godt utprøvde vannledninger og tanker). Utviklingsinnsatsen for varmegjenvin-ning og varmesystem vil være meget kort med kanskje ingen TQP-er (technology qualification program), mens DEH har en lang, dyr og risikofylt utvikling foran seg. Using hot water from recovered heat will also be much lower in CAPEX and OPEX than direct electric heating (DEH). Furthermore, it will be more reliable (well-tested water pipes and tanks). The development effort for heat recovery and the heating system will be very short with perhaps no TQPs (technology qualification programme), while DEH has a long, expensive and risky development ahead of it.

Det er viktig å bemerke at oppfinnelsen kan anvendes for strømningsledninger uten trykkforsterkning, strømningsledninger med multifase trykkforsterkning og for strømningsledninger med gasstrykkforsterkning. It is important to note that the invention can be used for flow lines without pressure amplification, flow lines with multiphase pressure amplification and for flow lines with gas pressure amplification.

Kostnadsberegninger som sammenligner strømningssikringskostnader i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen med kjemikalier, slik som med MEG, og DEH, er blitt foretatt og viser at systemene i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen er overlegen. Videre er påliteligheten til oppfinnelsen også antatt å være høy på grunn av at alle komponentene er enkle og for det meste godt utprøvd ved havbunnsapplikasjoner. Cost calculations comparing flow protection costs in accordance with the present invention with chemicals, such as with MEG, and DEH, have been made and show that the systems in accordance with the present invention are superior. Furthermore, the reliability of the invention is also believed to be high due to all the components being simple and mostly well-proven in seabed applications.

Detaljert eksempel på utførelsesform Detailed example of embodiment

Idet aspektene ved den foreliggende oppfinnelsen er blitt presentert generelt ovenfor, er et mer detaljert eksempel på utførelsesform presentert nedenfor med henvisning til tegningene, i hvilke As the aspects of the present invention have been presented generally above, a more detailed example of embodiment is presented below with reference to the drawings, in which

Fig. 1 viser en prinsipptegning av en hydrokarbonførende strømningsledning anordnet på havbunnen, som strekker seg mellom et havbunns produksjonsanlegg og en landposisjon; Fig. 2 viser en prinsipiell innretning av et havbunns hydrokarbonkompresjonsanlegg; Fig. 3 viser en utførelsesform av et kjølesystem i samsvar med det første aspektet ved oppfinnelsen; Fig. 4 viser en rør-i-rør-konfigurasjon av en brønnstrøm og en kjølemiddelretur- ledning; Fig. 5 viser en annen utførelsesform av et kjølesystem i samsvar med det Fig. 1 shows a principle drawing of a hydrocarbon-carrying flow line arranged on the seabed, which extends between a seabed production facility and a land position; Fig. 2 shows a principle arrangement of a seabed hydrocarbon compression plant; Fig. 3 shows an embodiment of a cooling system in accordance with the first aspect of the invention; Fig. 4 shows a pipe-in-pipe configuration of a well stream and a coolant return wire; Fig. 5 shows another embodiment of a cooling system in accordance therewith

første aspektet ved oppfinnelsen. first aspect of the invention.

Fig. 1 er en prinsipptegning av en strømningsledning 1 anordnet på havbunnen, som fører en strømning av hydrokarboner fra et havbunnsanlegg 3 til en landposisjon 5. Til havbunnsanlegget 3 er det tilknyttet et flertall havbunnsbrønner 7. Hydrokarbonstrømning fra brønnene 7 blir ført til havbunnsanlegget 3 til strømningsledningen 1 og til landposisjonen 5. I denne utførelsesformen omfatter havbunnsanlegget 3 et produksjonsanlegg 4 og et kompresjonsanlegg 6. Fig. 1 is a schematic drawing of a flow line 1 arranged on the seabed, which carries a flow of hydrocarbons from a seabed facility 3 to a land position 5. A plurality of seabed wells 7 are connected to the seabed facility 3. Hydrocarbon flow from the wells 7 is led to the seabed facility 3 to the flowline 1 and to the land position 5. In this embodiment, the seabed facility 3 comprises a production facility 4 and a compression facility 6.

Det henvises nå til Fig. 2, som viser en prinsippkonfigurasjon av havbunns kompresjonsanlegget 6. Gass- og væskefasen blir sammenblandet etter kompressoren og pumpen, og blir transportert som brønnstrøm til landposisjonen 5 gjennom strømningsledningen 1. En annen mulighet, som ikke er vist, er å transportere gass og væske i to forskjellige rør, til den samme eller til forskjellige destinasjoner dersom det er fordelaktig. Reference is now made to Fig. 2, which shows a principle configuration of the seabed compression plant 6. The gas and liquid phase are mixed after the compressor and the pump, and are transported as well flow to the land position 5 through the flow line 1. Another possibility, which is not shown, is to transport gas and liquid in two different pipes, to the same or to different destinations if it is advantageous.

Brønnstrømmen som strømmer fra havbunnsbrønnene 7 er varm og behøver å bli kjølt. For å kjøle denne brønnstrømmen blir den strømmet gjennom en første varmeveksler gjennom hvilken et kjølemiddel blir strømmet, som vil bli forklart i ytterligere detalj senere. Denne første varmeveksleren henvises til som en første varmekilde, HS1. En annen signifikant varmekilde er kompressorutløps-kjøleren, HS4. andre komponenter som behøver kjøling er også markert som varmekilder, HS2, HS3, HS5 og HS6, selv om de ikke bidrar positivt til produk-sjonen av varmt vann, de skal imidlertid fortrinnsvis bli kjølt. Oppfinnelsen tillater imidlertid disse å bli effektivt kjølt i kompakte, indirekte varmevekslere. The well stream that flows from the seabed wells 7 is hot and needs to be cooled. To cool this well stream, it is passed through a first heat exchanger through which a coolant is passed, which will be explained in further detail later. This first heat exchanger is referred to as a first heat source, HS1. Another significant heat source is the compressor discharge cooler, HS4. other components that need cooling are also marked as heat sources, HS2, HS3, HS5 and HS6, even if they do not contribute positively to the production of hot water, they should, however, preferably be cooled. However, the invention allows these to be effectively cooled in compact, indirect heat exchangers.

Fig. 3 viser en utførelsesform av et kjølesystem 100 i samsvar med den foreliggende oppfinnelsen. I denne utførelsesformen blir varmeveksleren HS1 brukt for å kjøle en varm brønnstrøm som kommer fra en havbunnsbrønn 7. Nevnte brønnstrøm blir ført ved hjelp av strømningsledningen 1, antydet skjematisk med den horisontale stiplete linjen. Fig. 3 shows an embodiment of a cooling system 100 in accordance with the present invention. In this embodiment, the heat exchanger HS1 is used to cool a hot well stream coming from a seabed well 7. Said well stream is led by means of the flow line 1, indicated schematically by the horizontal dashed line.

Et kjølemiddel er forsynt til varmeveksleren HS1 med en kjøleledning 101. Kjøleledningen 101 omfatteren kjølemiddeltilførselsledning 103 og en kjøle-middelreturledning 105. For å strømme kjølemiddelet gjennom kjøleledningen 101 er det anordnet en kjølemiddelpumpe 107 til kjølemiddeltilførselsledningen 103. A coolant is supplied to the heat exchanger HS1 with a coolant line 101. The coolant line 101 comprises a coolant supply line 103 and a coolant return line 105. In order to flow the coolant through the cooling line 101, a coolant pump 107 is arranged to the coolant supply line 103.

I denne utførelsesformen er kjølemiddelpumpen 107 anordnet på land, som illustrert med den vertikale stiplete linjen som skjematisk representerer grensen mellom sjø og land. In this embodiment, the coolant pump 107 is arranged on land, as illustrated by the vertical dashed line which schematically represents the boundary between sea and land.

Strømningsretningen til kjølemiddelet er antydet med de to pilene. Når kjøle-middelet når varmeveksleren HS1, er det blitt nedkjølt av det omgivende sjø-vannet, som ved sjøbunnen typisk kan være omtrent 4 °C og med en normal variasjon fra -2°C til 10 °C, avhengig av sted. En brønnstrøm som strømmer gjennom varmeveksleren HS1 vil følgelig bli nedkjølt, for eksempel fra 100 til 35 °C, hvorved kjølemiddelet som strømmer gjennom strømningsledningen 101 vil bli varmet opp. Brønnstrømmen vil således ikke bli for varm for utstyret den strømmer gjennom, imidlertid vil den ikke bli så kald at det vil oppstå dannelse av voks og hydrater. The direction of flow of the refrigerant is indicated by the two arrows. When the coolant reaches the heat exchanger HS1, it has been cooled by the surrounding sea water, which at the seabed can typically be approximately 4 °C and with a normal variation from -2 °C to 10 °C, depending on location. A well stream flowing through the heat exchanger HS1 will consequently be cooled, for example from 100 to 35 °C, whereby the coolant flowing through the flow line 101 will be heated. The well stream will thus not become too hot for the equipment it flows through, however, it will not become so cold that the formation of wax and hydrates will occur.

Når brønnstrømmen blir transportert til landposisjonen 5 (se Fig. 1), vil den strømme gjennom et langt rør på havbunnen. For å hindre at brønnstrømmen skal bli for mye nedkjølt av det omgivende sjøvannet, blir det oppvarmete kjøle-middelet i kjøleledningen 101 brukt for å bibeholde en nødvendig temperatur i strømningsledningen 1. En fordelaktig løsning for å tilveiebringe denne temperaturen er å anordne en rør-i-rør-strømningsledning 1. Brønnstrømmen kan da fordelaktig strømme gjennom det indre røret, mens det oppvarmete kjølemiddel-et strømmer gjennom rommet mellom det indre og ytre røret. For å forhindre utilbørlig varmetap til det omgivende sjøvannet er det ytre røret dekket med en nødvendig tykk isolasjon. Som vil bli forstått av en fagmann på området er andre konfigurasjoner av den sammenførte brønnstrømmen og kjølemiddel- returledningen 105 mulige i stedet for rør-i-rør-løsningen. For eksempel kan røret med varmt vann bli viklet rundt strømningsrøret 1, eller to rør kan anord-nes parallelt med hverandre. Det er også mulig å strømme kjølemiddelet i det indre røret og brønnstrømmen i det ytre røret. Fig. 4 illustrerer rør-i-rør-konfigurasjonen til strømningsledningen 1 med et brønnstrømførende rør inne i et ytre rør som utgjør i det minste en del av kjølemiddelreturledningen 105. På det ytre røret er det anordnet isolasjon. Fig. 5 illustrerer en mer kompleks utførelsesform av det første aspektet av den foreliggende oppfinnelsen. Den har hovedsakelig den samme konfigurasjonen som utførelsesformen vist i Fig. 3. Den fremviser imidlertid noen ytterligere trekk. When the well flow is transported to land position 5 (see Fig. 1), it will flow through a long pipe on the seabed. In order to prevent the well stream from being cooled down too much by the surrounding seawater, the heated coolant in the cooling line 101 is used to maintain a necessary temperature in the flow line 1. An advantageous solution for providing this temperature is to arrange a pipe-in -pipe flow line 1. The well stream can then advantageously flow through the inner pipe, while the heated coolant flows through the space between the inner and outer pipe. To prevent undue heat loss to the surrounding seawater, the outer tube is covered with a necessary thick insulation. As will be understood by one skilled in the art, other configurations of the combined well stream and coolant return line 105 are possible instead of the pipe-in-pipe solution. For example, the pipe with hot water can be wrapped around the flow pipe 1, or two pipes can be arranged parallel to each other. It is also possible to flow the coolant in the inner tube and the well flow in the outer tube. Fig. 4 illustrates the pipe-in-pipe configuration of the flow line 1 with a well current carrying pipe inside an outer pipe which forms at least part of the coolant return line 105. Insulation is arranged on the outer pipe. Fig. 5 illustrates a more complex embodiment of the first aspect of the present invention. It has essentially the same configuration as the embodiment shown in Fig. 3. However, it exhibits some additional features.

I denne utførelsesformen blir kjølesystemet 100 brukt til å kjøle de seks varme-vekslerne eller varmekildene H1, H2, H3, H4, H5 og H6 vist i Fig. 2. Antallet varmekilder og hva de forskjellige varmekildene er vil bli valgt av operatøren i samsvar med den aktuelle løsningen. I tillegg omfatter kjølesystemet 100 en havbunnsbuffertank 109 som kan holde et volum av kjølemiddelet. Havbunnsbuffertanken 109 er fordelaktig isolert for å hindre urimelige varmetap til det omgivende sjøvannet. Den er anordnet i kjølemiddelreturledningen 105 og er således innrettet til å holde oppvarmet kjølemiddel, som er blitt varmet i én eller flere av varmekildene H1 til H6. I en særlig foretrukket utførelsesform er havbunnsbuffertanken 109 forsynt med en elektrisk varmer 111 som er innrettet til å varme kjølemiddelet i havbunnsbuffertanken 109. Følgelig, dersom kjølemid-delet ikke er tilstrekkelig varmt for å varme brønnstrømmen eller annet havbunnsutstyr med behov for oppvarming, vil operatøren anvende den elektriske varmeren 111 for å tilveiebringe tilstrekkelig varmt kjølemiddel. Dette kan typisk skje etter eller under nedstengning. In this embodiment, the cooling system 100 is used to cool the six heat exchangers or heat sources H1, H2, H3, H4, H5 and H6 shown in Fig. 2. The number of heat sources and what the different heat sources are will be selected by the operator in accordance with the relevant solution. In addition, the cooling system 100 comprises a seabed buffer tank 109 which can hold a volume of the coolant. The seabed buffer tank 109 is advantageously insulated to prevent unreasonable heat losses to the surrounding seawater. It is arranged in the coolant return line 105 and is thus designed to hold heated coolant, which has been heated in one or more of the heat sources H1 to H6. In a particularly preferred embodiment, the seabed buffer tank 109 is provided with an electric heater 111 which is designed to heat the coolant in the seabed buffer tank 109. Consequently, if the coolant is not sufficiently hot to heat the well stream or other seabed equipment in need of heating, the operator will use the electric heater 111 to provide sufficient hot coolant. This can typically happen after or during shutdown.

I utførelsesformen vist i Fig. 5 er det anordnet en kjølemiddelreturlednings-avgrening 105b som er innrettet til å varme forskjellige komponenter 113 til havbunnsanlegget 3, for eksempel en pumpegrenseventil eller rør med stillestående fluid ("dead legs"). In the embodiment shown in Fig. 5, a coolant return line branch 105b is arranged which is arranged to heat various components 113 of the seabed facility 3, for example a pump limit valve or pipes with stagnant fluid ("dead legs").

Utførelsesformen i Fig. 5 fremviser også en annet fordelaktig trekk. På landposisjonen 5, hvor kjølemiddelpumpen 107 er anordnet, er det anordnet en overflatebuffertank 115, korresponderende til havbunnsbuffertanken 109. Overflatebuffertanken 115 er også forsynt med en elektrisk varmer 117. Etter en nedstengning, eller dersom tilstrekkelig varme ikke kan gjenvinnes fra brønnstrøm-men, kan overflatebuffertanken 115 anvendes til å forsyne oppvarmet kjølemid-del for å varme strømningsledningen 1 som inneholder hydrokarboner. For å gjøre dette må reversstrømningsventilene 119b (i svart) åpnes, mens fremover-strømningsventilene 119a (i hvitt) må lukkes, for å reversere strømningsretning-en til kjølemiddelet. Alternativt kan strømningsretningen til kjølemiddelpumpen 107 endres. Under normal strømning erfremoverstrømningsventilene 119a åpne og reversstrømningsventilene 119b er lukket. I stedet for konfigurasjonen vist i Fig. 5, kan man også forestille seg andre konfigurasjoner for ventilene 119a, 119b og overflatebuffertanken 115. For eksempel kan overflatebuffertanken være anordnet i forgreningen som strekker seg vertikalt i figuren og med en reversstrømningsventil 119b. Kjølemiddelet kunne da ha strømmet gjennom buffertanken 115 kun ved reversstrømningsmodus, mens ikke i fremover-/ normalstrømningsmodus. Alternativt kan en separat dedikert reversstrømnings-pumpe med hensiktsmessige rør og ventiler installeres. The embodiment in Fig. 5 also presents another advantageous feature. At the land position 5, where the coolant pump 107 is arranged, a surface buffer tank 115 is arranged, corresponding to the seabed buffer tank 109. The surface buffer tank 115 is also provided with an electric heater 117. After a shutdown, or if sufficient heat cannot be recovered from the well stream, the the surface buffer tank 115 is used to supply heated refrigerant part to heat the flow line 1 containing hydrocarbons. To do this, the reverse flow valves 119b (in black) must be opened, while the forward flow valves 119a (in white) must be closed, to reverse the flow direction of the refrigerant. Alternatively, the flow direction of the coolant pump 107 can be changed. During normal flow, forward flow valves 119a are open and reverse flow valves 119b are closed. Instead of the configuration shown in Fig. 5, one can also imagine other configurations for the valves 119a, 119b and the surface buffer tank 115. For example, the surface buffer tank can be arranged in the branch extending vertically in the figure and with a reverse flow valve 119b. The coolant could then have flowed through buffer tank 115 only in reverse flow mode, while not in forward/normal flow mode. Alternatively, a separate dedicated reverse flow pump with appropriate piping and valves can be installed.

I Fig. 5 indikerer de heltrukne pilene normalstrømningsretningen til kjølemid-delet og korresponderer til pilene i Fig. 3. De stiplete pilene indikerer revers-strømningsretningen til kjølemiddelet, som anvendt når overflatebuffertanken 115 blir anvendt for å varme kjølemiddel som blir tilveiebrakt for oppvarming av strømningsledningen 1. In Fig. 5, the solid arrows indicate the normal flow direction of the refrigerant portion and correspond to the arrows in Fig. 3. The dashed arrows indicate the reverse flow direction of the refrigerant, as used when the surface buffer tank 115 is used to heat refrigerant that is provided for heating the flow line 1.

Utførelsesformene vist i Fig. 3 og Fig. 5 fremviser en lukket sløyfe kjøleledning 101. Man kan imidlertid også forestille seg en kjøleledning som ikke er i form av en lukket sløyfe. The embodiments shown in Fig. 3 and Fig. 5 present a closed loop cooling line 101. However, one can also imagine a cooling line that is not in the form of a closed loop.

Videre, utførelsesformene i Fig. 3 og Fig. 5 viseren kjølemiddelpumpe 107 anordnet på land. Den kunne også vært anordnet på en offshorestruktur, enten flytende eller faststående. For å tilveiebringe for enklere vedlikehold og tilgang er den fortrinnsvis anordnet over vannoverflaten. Det ville imidlertid også vært teknisk mulig å anordne den under vannoverflaten. Furthermore, the embodiments in Fig. 3 and Fig. 5 show the coolant pump 107 arranged on land. It could also be arranged on an offshore structure, either floating or fixed. To provide for easier maintenance and access, it is preferably arranged above the water surface. However, it would also be technically possible to arrange it below the water surface.

Tegningene i Fig. 3 og Fig. 5 viser også utførelsesformer for det andre aspektet av den foreliggende oppfinnelsen, nemlig et strømningssikringssystem. For det andre aspektet ved oppfinnelsen vil linjen henvist til som kjølemiddelretur-ledningen 105 i beskrivelsen av det første aspektet ved oppfinnelsen, være varmeledningen. Varmeledningen fører et varmemiddel. The drawings in Fig. 3 and Fig. 5 also show embodiments of the second aspect of the present invention, namely a flow protection system. For the second aspect of the invention, the line referred to as the coolant return line 105 in the description of the first aspect of the invention will be the heating line. The heating line carries a heating medium.

I en utførelsesform av det andre aspektet ved oppfinnelsen (det vil si et strøm-ningssikringssystem), fører varmeledningen varmemiddelet til én eller flere havbunns varmekilder HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6, hvorved varmemiddelet blir varmet opp. Varmemiddelet blir så ført til hydrokarbonførende linjer, slik som strømningslinjen 1, som skal varmes for å tilveiebringe strømningssikring. In an embodiment of the second aspect of the invention (that is, a flow protection system), the heating line leads the heating medium to one or more seabed heat sources HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6, whereby the heating medium is heated. The heating agent is then led to hydrocarbon-carrying lines, such as flow line 1, which must be heated to provide flow protection.

I en annen utførelsesform av det andre aspektet ved oppfinnelsen blir varmemiddelet varmet ved en overflateposisjon 5, og så ført til den hydrokarbon-førende strømningsledningen 1. I en slik utførelsesform blir varme fra brønnen eller varmeavgivende havbunnsutstyr ikke gjenvunnet. In another embodiment of the second aspect of the invention, the heating agent is heated at a surface position 5, and then led to the hydrocarbon-carrying flowline 1. In such an embodiment, heat from the well or heat-emitting subsea equipment is not recovered.

Forskjellige trekk som er beskrevet i tilknytning til det første aspektet ved oppfinnelsen kan også gjelde for utførelsesformer ved det andre aspektet ved oppfinnelsen. For eksempel kan varmemiddelet fordelaktig være ferskvann og en pumpe for pumping av varmemiddelet kan fortrinnsvis være anordnet på overflateposisjonen 5. Various features that are described in connection with the first aspect of the invention may also apply to embodiments of the second aspect of the invention. For example, the heating medium can advantageously be fresh water and a pump for pumping the heating medium can preferably be arranged on the surface position 5.

De viste utførelsesformene er følgelig systemer som både kan tilveiebringe kjøling av havbunnsutstyr som behøver kjøling så vel som varming av havbunnsutstyr som behøver varming. Videre, systemene anvender gjenvunnet varme fra det kjølte utstyret for å varme utstyr som behøver oppvarming. The embodiments shown are consequently systems which can both provide cooling of seabed equipment that needs cooling as well as heating of seabed equipment that needs heating. Furthermore, the systems use recovered heat from the cooled equipment to heat equipment that needs heating.

Effektiv kjøling av motorer tillater både høyere effekt på motorene og utvider deres levetid på grunn av lavere indre temperaturer som er fordelaktig for myke materialer. Effective cooling of motors allows both higher power to the motors and extends their life due to lower internal temperatures which is beneficial for soft materials.

I utførelsesformene av det første aspektet ved oppfinnelsen, hvor kjølemiddel-ledningen strekker seg fra land til et havbunns hydrokarbonanlegg, kan det siste i noen tilfeller være anordnet langt fra land, slik som mer enn 50 km eller til og med mer enn 200 km fra land. Det samme gjelder for varmeledningen ved det andre aspektet ved oppfinnelsen. In the embodiments of the first aspect of the invention, where the refrigerant line extends from land to a seabed hydrocarbon facility, the latter may in some cases be located far from land, such as more than 50 km or even more than 200 km from land . The same applies to the heating line in the second aspect of the invention.

Det kan også være tilfeller hvor gassfasen eller væskefasen blir re-injisert med injeksjonskompressor eller pumpe, henholdsvis. There may also be cases where the gas phase or the liquid phase is re-injected with an injection compressor or pump, respectively.

I alle indikerte tilfellene er strømningssikring et tema, og løsninger må anvendes avhengig av strømningssikringsproblemer fra tilfelle til tilfelle. In all cases indicated, flow protection is an issue, and solutions must be applied depending on the flow protection problems on a case-by-case basis.

Som vil bli forstått av en fagmann på området, oppfinnelsen gjør det mulig med nøyaktig temperaturstyring av kjølemiddelet så vel som fluider som skal kjøles (hydrokarbonstrømning). As will be understood by one skilled in the art, the invention enables accurate temperature control of the refrigerant as well as fluids to be cooled (hydrocarbon flow).

Oppfinnelsen kan anvendes for alle typer havbunns produksjonssystemer og havbunns prosesseringssystemer dersom tilstrekkelig varme er tilgjengelig i brønnstrømmen og andre kilder, inkludert også buffertanken med elektrisk varming. The invention can be used for all types of seabed production systems and seabed processing systems if sufficient heat is available in the well stream and other sources, including the buffer tank with electric heating.

I tegningene er det inkludert komponenter som er til hjelp for å beskrive og å forstå oppfinnelsen. For eksempel er noen ventiler, temperaturgivere og bypassledninger for temperaturstyring av kjølemiddelet og fluider som må kjøles ikke inkludert. Et ekspansjonssystem for kjølemiddelet, som vil forandre volum med temperatur, er heller ikke inkludert idet dette er kjent for en fagmann. The drawings include components that help to describe and understand the invention. For example, some valves, temperature sensors and bypass lines for temperature control of the refrigerant and fluids that need to be cooled are not included. An expansion system for the coolant, which will change volume with temperature, is also not included as this is known to a person skilled in the art.

Som nevnt ovenfor kan effektytelsen i kW for motorer og pumper og kompres-sorer økes ved kjøling. Oppfinnelsen gjør det mulig å kjøle godt, for eksempel å holde motortemperaturer underfør eksempel 30 °C sammenlignet med under 70 °C med fri konveksjonskjølere (passive). Lav temperatur forlenger også leve-tiden til myke (polymeriske) materialer til motorer og øker således påliteligheten. De samme argumentene gjelder for VSD-en. As mentioned above, the power output in kW for motors and pumps and compressors can be increased by cooling. The invention makes it possible to cool well, for example keeping engine temperatures below, for example, 30 °C compared to below 70 °C with free convection coolers (passive). Low temperature also extends the life of soft (polymeric) materials for engines and thus increases reliability. The same arguments apply to the VSD.

Tvungne kjølere (aktive kjølere) av noen typer, og fordelaktig skall-og-rør-kjølere, vil være anvendt ved oppfinnelsen. Tvungne kjølere er meget effektive sammenlignet med fri konveksjonskjølere (passive kjølere). Den samlete Forced coolers (active coolers) of some types, and advantageously shell-and-tube coolers, will be used in the invention. Forced coolers are very efficient compared to free convection coolers (passive coolers). The collected

varmeoverføringskoeffisienten (OHTC) for aktive kjølere kan typisk være 1000-1500 W/(m<3*>K) mens typisk 150-200 W/(m<3*>K) for passive kjølere. Dette resul-terer i mye mindre kjølerareal, dimensjoner og vekt for aktive kjølere sammenlignet med passive. På grunn av at kjølemiddelet ved oppfinnelsen er ren og ikke-korroderende, vil korrosjonsstyring være enklere enn for passive kjølere som er eksponert for det salte sjøvannet. En annen viktig forskjell er at kjølere ved oppfinnelsen ikke er utsatt verken for temperaturindusert eller CP (katodisk beskyttelse) -indusert karbonatavleiring og belegning, noe som reduserer OHTC betraktelig, er ikke nødvendig for kjølere ved oppfinnelsen. the heat transfer coefficient (OHTC) for active coolers can typically be 1000-1500 W/(m<3*>K) while typically 150-200 W/(m<3*>K) for passive coolers. This results in much smaller cooler area, dimensions and weight for active coolers compared to passive ones. Due to the fact that the coolant in the invention is clean and non-corrosive, corrosion control will be easier than for passive coolers that are exposed to the salty seawater. Another important difference is that coolers of the invention are not subject to either temperature-induced or CP (cathodic protection)-induced carbonate deposition and coating, which greatly reduces OHTC, is not necessary for coolers of the invention.

Claims

1. Cooling system that cools one or more seabed elements (HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6) of a seabed hydrocarbon facility (4, 6), where the cooling system (100) comprises a coolant-carrying cooling line (101) in connection with said seabed element ( HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6), whereby a pump (107) is arranged to pump the coolant through the cooling line (101), characterized in that the cooling line (101) extends from a surface position (5) to said seabed element (HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6); that the cooling line (101) comprises - a coolant supply line (103) between the surface position (5) and the seabed element (HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6); and - a refrigerant return line (105); and that the coolant return line (105) is arranged in connection with a hydrocarbon flow line (1) which extends from the hydrocarbon plant (3, 4, 6), and thus heats the hydrocarbon flow line (1).

2. Cooling system in accordance with patent claim 1, characterized in that the coolant is fresh water.

3. Cooling system in accordance with patent claim 1 or 2, characterized in that the coolant comprises an antifreeze chemical.

4. Cooling system in accordance with patent claim 1, characterized in that the coolant is an oil.

5. Cooling system in accordance with patent claim 1, characterized in that the coolant return line (105) and the hydrocarbon flow line (1) form a tube-in-tube configuration, whereby hydrocarbon flows in the inner tube and the coolant flows in the annulus between the inner and outer tube .

6. Cooling system in accordance with one of patent claims 1 or 5, characterized in that the coolant return line (105) is arranged in connection with flow-conducting elements (113) of the seabed facility (1, 4, 6) for flow protection in the flow-conducting elements (113).

7. Cooling system in accordance with one of patent claims 1, 5 or 6, characterized in that a seabed buffer tank (109) for heated coolant is arranged in the cooling line (101), at a seabed position.

8. Cooling system in accordance with patent claim 7, characterized in that the buffer tank (109) comprises an electric heater (111).

9. Cooling system according to any one of the preceding patent claims, characterized in that the coolant return line (105) extends between the seabed element (HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6) and the surface position (5), and that the cooling line (101 ) is a closed loop to which a refrigerant pump (107) is connected.

10. Cooling system in accordance with patent claim 9, characterized in that it comprises a surface buffer tank (115) arranged to provide heated coolant, and that the coolant pump (107) and associated flow valves (119a, 119b) can be operated to flow heated coolant from the surface position (5) and into the coolant return line (105), thus heating up said hydrocarbon flow line (1).

11. Flow protection system arranged in connection with a hydrocarbon-carrying flow line (1) arranged on the seabed, where it comprises a heat medium-carrying heating line (101) extending from a surface position (5) and along the flow line (1) and in heat-transferring contact with the flow line (1) , characterized in that the heating line (101) comprises a supply line (103) which extends from the surface position (5) to a seabed heat source (HS1, HS2, HS3, HS4, HS5, HS6), and a return line (105) which extends from the seabed the heat source to the surface position, whereby the return line (105) is arranged with heat-transferring contact with the flow line (1).

12. Flow protection system in accordance with patent claim 11, characterized in that the heating line (101) comprises a supply line (105) which extends from a surface buffer tank (115) at the surface position (5) and that the heating line (105) is arranged with heat-transferring contact with the flow line (1) ).