NO339764B1 - Strømningsrørisolasjonssystem - Google Patents
Strømningsrørisolasjonssystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO339764B1 NO339764B1 NO20040429A NO20040429A NO339764B1 NO 339764 B1 NO339764 B1 NO 339764B1 NO 20040429 A NO20040429 A NO 20040429A NO 20040429 A NO20040429 A NO 20040429A NO 339764 B1 NO339764 B1 NO 339764B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- flow line
- pipe
- line installation
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 18
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 17
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 10
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 6
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 35
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 4
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000004743 Polypropylene Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 2
- 239000012229 microporous material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920001155 polypropylene Polymers 0.000 description 2
- 244000261422 Lysimachia clethroides Species 0.000 description 1
- 229920005830 Polyurethane Foam Polymers 0.000 description 1
- 208000027418 Wounds and injury Diseases 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 1
- 208000014674 injury Diseases 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 1
- -1 polypropylene Polymers 0.000 description 1
- 239000011496 polyurethane foam Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection 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
- 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
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/003—Insulating arrangements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L39/00—Joints or fittings for double-walled or multi-channel pipes or pipe assemblies
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Thermal Insulation (AREA)
- Magnetic Record Carriers (AREA)
- Inorganic Insulating Materials (AREA)
- Superconductors And Manufacturing Methods Therefor (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører isolasjonssystemer for undervannshydrokarbonstrømnings-ledninger, og spesielt systemer for styring av den totale varmeoverføringskoeffisienten (TVK) for rørledninger isolert ved rør-i-rørkonstruksjon.
Isolerte strømningsledninger blir ofte benyttet for å bibeholde strømningen i varme hydrokarbonfluider produsert fra undervannsbrønner. Uten isolasjon ville fluidene avkjøles raskt til sjøtemperatur og ville normalt størkne i strømningsledningene, med katastrofale resultater. En spesiell type isolasjon er "rør-i-rør"- eller dobbelvegg-konstruksjonen.
Rør-i-rør-strømningsledningen kan være anordnet horisontalt på sjøbunnen, men oppfinnelsen vil bli beskrevet i sammenheng med et stigerør eller et stigerørstårn av typen beskrevet i US 6082391 [Stolt-Doris], eller i den samtidig løpende internasjonale søknaden WO 02/53869A [63752WO], som ikke er publisert på den foreliggende prioritetsdato. Rør-i-rør-strømningsledningen kan være utformet generelt som beskrevet i fransk patent FR 2746891 (overdratt til ITP) og andre ITP-patenter. Rør-i-rør-strømningsledningen kan være utformet ved bruk av spesielle skottenheter, som beskrevet i søknaden PCT/EP03/04178 [64054 WO], som heller ikke er publisert på den foreliggende prioritetsdato. Rør-i-rør-strømningsledningen kan innbefatte aktiv oppvarming, som beskrevet i søknaden US Prov 60/385243 [63981 US], innlevert på den foreliggende prioritetsdato.
Under spesielle omstendigheter kan det være ønskelig å styre den totale varmeoverførings-koeffisienten (TVK) for et rør-i-rør-system. Dette kan være på grunn av det faktum at under en del av feltlevetiden kan brønnstrømningstemperaturen være høyere.
I dette tilfellet er det interessant å endre TVK ved å virke på trykket til gassen som rommes i ringrommet i røret-i-røret. ITP har foreslått trykkavlastning av ringrommet i et rør-i-rør fra atmosfæretrykk til delvis vakuum (omtrent 10 mbar) for å redusere konduktiviteten for et mikroporøst materiale fra (for eksempel) 0,02 watt/m .K til 0,007 W/m<2>.K.
Hvis det av ITP foreslåtte systemet ble anvendt på et hybridstigerørstårn ville det kreve at et vakuum ble trukket fra driftstanken plassert omtrent 50 m under havflaten. Selv om dette i teorien er mulig, er det arbeidskrevende og med fare for katastrofal svikt som fører til tap av isolasjon av stigerøret dersom vann skulle finne veien inn i ringrommet. Gasser har, under sin kritiske temperatur, for en gitt temperatur en vesentlig større konduktivitet når de holdes over deres kritiske trykk enn under. Dette fenomenet er for eksempel beskrevet i Eckert, E.R.G., "Analysis of Heat and Mass Transfer", McGraw-Hill, 1972, side 770. Se spesielt i fig. B-6: varmekonduktiviteten K for vann og vanndamp som en funksjon av trykk og temperatur. Ved også å henvise til Reid et al, "Properties of Gases and Liquids", McGraw-Hill, 1987, sies på side 518 at "øking av trykket øker varmekonduktiviteten, og der området rundt det kritiske trykket er spesielt følsomt". På side 519 er det en figur 10-5: Varmekonduktivitet for propan, og det fastslås at de viste kurvene har en lignende form som kurvene for for eksempel vanndamp. Sistnevnte bok inkluderer også en tabell over relevante data for flere hundre gasser.
Annen kjent teknikk er beskrevet i publikasjonene US 4718459 A, WO 0114687 Al, GB 2351301 A og GB 2346188 A.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for styring av varmeoverføringsegenskapene til en undervannsrørledning med indre og ytre vegger og et gasspermeabelt rom mellom veggene som tilveiebringer termisk isolasjon, som angitt i patentkrav 1, en fabrikkert rør-i-rør-strømningsledning som angitt i patentkrav 12, og en strømningsledningsinstallasjon som angitt i patentkrav 13.
Trekk ved utførelser av fremgangsmåten ifølge patentkrav 1 og strømningsledningsinstallasjonen ifølge patentkrav 13 er angitt i patentkravene 2-11, henholdsvis patentkravene 14-21.
Oppfinnelsen tilveiebringer styring av varmeoverførings-egenskapene til en undervannsrørledning med indre og ytre vegger og et gasspermeabelt rom mellom veggene som tilveiebringer varmeisolasjon, og innbefatter å variere gasstrykket i rommet mellom verdier over og under et kritisk trykkområde ved hvilket varmekonduktiviteten for gassen oppviser en stor verdiendring.
Den foreslås å trykksette ringrommet over det kritiske trykket, og så frigjøre trykket for å oppnå en lavere konduktivitet. Styringen som således oppnås, er en trinnvis endring mellom to konduktivitetsverdier. Trykkendringen kan bli gjort i omvendt retning, og om nødvendig gjentatt for anvendelsen.
Rørledningen kan danne en del av et stigerør for bæring av strømningsledninger fra sjøbunnen til en overflateinstallasjon. Rørledningen kan ende i nedsenket flyteunderstøttelse, som i et hybrid tårnstigerør. En åpning for passasje av nevnte gass kan være tilveiebragt på stedet for den nedsenkede flyteunderstøttelsen. En eller flere ventiler kan bli benyttet for å styre strømningen av nevnte gass fra rommet.
I en foretrukket utførelsesform forblir trykket i rommet likt med eller større enn omgivelsestrykket ved åpningen.
Ventilen kan bli avpasset for operasjon av for eksempel et fjernstyrt fartøy (ROV).
En gassinnløpskobling kan være tilveiebragt for bruk til å øke gasstrykket. Enveis-tilbakeslagsventiler kan være tilveiebragt for å forhindre utilsiktet inntrengning av sjøvann i tilfelle et trykktap.
Et foreslått system er å starte fra et trykk som er høyere enn det kritiske trykket. For mange gasser, så som karbondioksid eller nitrogen, er det kritiske trykket mellom 30 og 50 bar. Dette trykket er høyere enn sjøvannstrykket i adkomstpunktet i toppen av det hybride stigerørstårnet.
Oppfinnelsen tilveiebringer videre en fabrikkert rør-i-rør-strømningsledning avpasset for bruk ved fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen som beskrevet ovenfor.
Oppfinnelsen tilveiebringer videre en strømningsledningsinstallasjon som inkluderer en nedsenket rør-i-rør-strømningsledning med et isolerende rom fylt med gass med et trykk som er over dens kritiske trykk, og som videre innbefatter minst en åpning for frigjøring av gassen til et trykk under det kritiske trykket.
Ytterligere trekk og fordeler med oppfinnelsen vil fremgå av den etterfølgende beskrivelse av eksempler.
Utførelsesformer av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, bare som eksempler, med henvisning til de medfølgende tegninger, der: Figur 1 skjematisk viser en dypvannsinstallasjon inkludert et flytende produksjons- og lagringsfartøy og drive rørledningsstigerørbunter i et dypvannsoljefelt;
figur 2 er et tverrsnittsriss av stigerørsbunten egnet for bruk i installasjonen i fig.
i;
figur 3 er et delvis lengdesnittriss av en isolert rør-i-rør-strømningsledning i
stigerørsbunten i fig. 1;
figur 4 er et lengdesnittriss av en rør-i-rør-strømningsledning i henhold til en alternativ konstruksjon basert på prefabrikkerte skottsammenstillinger på
samme måte som i PCT/EP/03/04178 [64054WO], nevnt ovenfor;
figur 5 viser skjematisk arrangementet av åpninger for å regulere trykket i
ringrommet i rør-i-rør-strømningsledningen;
figur 6 i avskåret detalj viser åpningsarrangementet i hodet til stigerørstårnet; og figur 7 viser en modifikasjon av tårnet i henhold til et hvilket som helst av de ovennevnte eksempler, der skumblokker strekker seg bare over deler av tårnets lengde.
Ved å henvise til figur 1 vil en fagperson innen området gjenkjenne et avskåret riss av en sjøbunnsinstallasjon innbefattende et antall brønnhoder, manifolder og rørledningsutstyr 100 til 108. Disse er plassert i et oljefelt på sjøbunnen 110.
Vertikale stigerørstårn konstruert i henhold til den foreliggende oppfinnelse er tilveiebragt i 112 og 114, for transport av produksjonsfluider til overflaten, og for transport av løftegass, injeksjons vann og behandlingskjemikalier slik som metanol fra overflaten til sjøbunnen. Foten til hvert stigerør, 112, 114, er koblet til et antall brønnhoder/injeksjonssteder 100 til 108 ved hjelp av horisontale rørledninger 116 etc.
Ytterligere rørledninger 118, 120 kan være forbundet med andre brønnsteder på en fjerntliggende del av sjøbunnen. I sjøoverflaten 122 er toppen av hvert stigerørstårn understøttet av en bøye 124,126. Disse tårnene er prefabrikkert ved kystanlegg, tauet til sitt operasjonssted og så installert til sjøbunnen med ankeret i bunnen og bøye i toppen.
Et flytende produksjons- og lagringsfartøy (FPLF) 128 er fortøyd ved hjelp av ikke viste midler, eller på annen måte holdt på plass i overflaten. FPLF'en 128 tilveiebringer produksjonsanlegg, lagring og forsyninger for brønnene 100 til 108. FPLF'en 128 er koblet til stigerørene ved hjelp av fleksible strømningsledninger 132 etc, for overføring av fluider mellom FPLF'en og sjøbunnen, via stigerør 112 og 114.
Som nevnt ovenfor kan individuelle rørledninger være påkrevd ikke bare for hydrokarboner produsert fra sjøbunnsbrønner, men også for ulike hjelpefluider, som hjelper til i produksjon og/eller vedlikehold av sjøbunnsinstallsjonen. For enkelhets skyld er et antall rørledninger som fører enten de samme eller et antall ulike typer fluider gruppert i "bunter", og stigerørene 112, 114 i denne utførelsesformen innbefatter bunter med rørledninger for produksjonsfluider, løftegass, injeksjons vann, og behandlingskjemikalier, metanol.
Som det er godt kjent fra tidligere, kreves effektiv varmeisolasjon rundt de horisontale og vertikale strømningsledningene for å forhindre at de varme produksjonsfluidene avkjøles altfor mye, tykner eller til og med størkner før de kommer opp til overflaten. Det er også tilfelle at isolasjonsegenskapene til strømningsledningene og bunten må spesialkonstrueres for å passe til temperaturen, trykket og den kjemiske sammensetningen til fluidene som blir transportert, som varierer fra felt til felt. I noen tilfeller kan temperaturen variere svært mye mellom reservoaret i det samme feltet, slik at et enkelt sett med isolasjonsparametere ikke vil være egnet for alle de ønskede operasjonsbetingelser. Når et fluid er svært varmt, er litt varmetap bestemt påkrevd for å unngå skade, fare, og/eller håndteringsproblemer når fluidet når de fleksible forbindelsesslangene og overflatefartøyet.
Figur 2 viser i tverrsnitt et av stigerørstårnene 112 eller 114. Det sentrale metallkjernerøret er betegnet med C, og er tomt og kun tilveiebragt for konstruksjons-messige formål. Dersom det er avtettet og fylt med luft, tilveiebringer det også oppdrift. Oppstilt rundt kjernen er produksjonsstrømningsledninger P, gassløfteledninger G, vanninjeksjonsledninger W og navlestrenger U.
De ulike ledninger P, G, W og U blir holdt i et fast arrangement rundt kjernen. I det viste eksempelet er ledningene adskilt og isolert fra hverandre ved hjelp av formede blokker F av syntaktisk skum eller lignende, som også gir konstruksjonen oppdrift.
Strømlingsledningene P og gassløfteledningene G er i dette eksempelet rommet i isolasjonen I. Dette kan være et fast belegg av polypropylen (PP) eller lignende, men i minst en av strømningsledningene har en "rør-rør"-isolasjon blitt adoptert, for å gi høy isolasjon, og videre styrbar isolasjon, på en måte som har blitt beskrevet i innledningen. Som beskrevet i vår samtidig løpende internasjonale søknad WO02/53869A [63752WO], kan ytterligere isolasjon være tilveiebragt, kan strømningsledningene være plassert inne i et kjernerør, og andre variasjoner er mulige, som ikke vil bli detaljert beskrevet heri.
Selvfølgelig er de spesifikke kombinasjoner og typer rørledning presentert bare som eksempler, og de faktiske tilveiebringelser vil bli bestemt av operasjonskravene for hver installasjon. En fagperson vil enkelt forstå hvordan konstruksjonen av installasjonen i toppen og bunnen av stigerørstårnet kan bli avpasset fra den tidligere kjente teknikk, inkludert US 6,082,391, nevnt ovenfor, og disse er ikke beskrevet ytterligere detaljert her, med unntak av der de er modifisert for å styre ringrørsgasstrykket, som beskrevet ytterligere nedenfor. Overvåkning av den sentrale temperaturen og trykket kan enkelt bli tilveiebragt ved innkapsling av en "Bragg-effekt" optisk fiber.
Som det vil forstås av fagpersoner innen området, vil funksjonsspesifikasjonen av tårnet generelt kreve ett eller to sett med ledninger, og kan typisk inkludere doble produksjonsstrømningsledninger innenfor hvert sett av ledninger for å tillate pluggkj øring og en injeksjonsledning. En enkel vanninjeksjonsledning kan være tilstrekkelig, eller mer enn en kan være tilveiebragt.
Figur 3 på tegningene viser mer detaljert en første alternativ konstruksjon av den "rør-i-rør"-isolerte strømningsledningen som er egnet for bruk i stigerøret beskrevet ovenfor så vel som i andre lignende typer anvendelse, i denne konstruksjonen av strømnings-ledningen kan bli beskrevet som et arrangement som er kjent i seg selv innen området. Dette arrangementet er generelt tilveiebragt i forhåndsfabrikkerte seksjoner 700 for sammenfesting, for eksempel ved hjelp av sveising, og fig. 7 viser et lengdetverrsnitt av skjøten mellom to slike seksjoner, som naturligvis strekker seg til venstre og høyre i bildet.
Hver seksjon innbefatter et sentralt rør 701 for transport av fluider slik som produksjonsfluider og et andre rør 702 i hvilket røret 701 rommes i hoveddelen av sin lengde. Ender 703 av røret 701 strekker seg forbi det andre røret 702 og gjør det mulig for seksjonene 700 til røret 701 å bli festet sammen i ende-til-ende-forhold for å danne en rørledning. Det andre røret 702 blir vendt ned i sine ender 704 for å bli sveiset til utsiden av røret 701 nær endene 703, og definerer slik et rom 705 mellom de to rørene. Dette rommet 705 tilveiebringer og/eller rommer isolasjonen for rørledningen.
I en utførelsesform kan et lag 706 med et isolasjonsmateriale være tilveiebragt over den ytre overflaten av røret 701 inne i rommet 705. Isolasjonsmaterialet kan være mikroporøst materiale, for eksempel ISOFLEX (et varemerke for Michroterm) som er et keramikklignende materiale. Med denne typen arrangement vil en spalte fremdeles
være tilstede mellom laget 706 og den indre overflatene av røret 702.
For å beskytte og isolere området rundt skjøten i strømningsledningen er den innkapslet og festet i en skjøt 700. Skjøten 700 innbefatter en hylse 711 med en ytre omkransende hylse 712 som sammen med seksjonen definerer et rom 714 i hvilket det er plassert isolasjonsmateriale, for eksempel et lag 714 med ISOFLEX, som vist i fig. 7, eller polyuretanskum, og to varmekrympede endemuffer 710. Hylsearrangementet 711, 712 og de varmekrympede muffene 710 blir plassert rundt en av seksjonene før sveising av to seksjoner. Når sveisingen er fullført, blir komponenten glideført på plass rundt skjøten i røret. Et epoksy-harpiksmateriale blir injisert i rommet 707 avgrenset mellom hylsearrangementet og strømningsledningen for å fylle dette rommet. De varmekrympede muffene 710 blir så varmet opp slik at de krymper og tetter hylsearrangementet til strømningsledningen.
Rommene 705 og 707 ville tradisjonelt være fylt med luft eller annen gass. Trykket i dette rommet ville være normalt atmosfæretrykk, eller et delvis vakuum kunne vært dannet for å redusere konvektive varmetap. I det foreliggende eksempelet blir imidlertid trykket til gassen holdt over det omgivende sjøtrykket til en hver tid, og blir variert på hver side av det "kritiske trykket" ved hvilket den termiske konduktiviteten k til gassen varierer markert. Åpninger (ikke vist) er tilveiebragt gjennom skjøtene for å tillate styring av gasstrykket i rommet 705 gjennom hele konstruksjonen, og for slik å styre varmeoverføringskoeffisienten TVK til strømningsledningen i henhold til de rådende operasjonsbetingelser.
Figur 4 viser den øvre enden av en andre alternativ konstruksjon av rør-i-rør-strømningsledning, som inkluderer en hovedstrømningsledning 776 og et hjelperør 774 med ytre mantel 770. Som beskrevet i søkerens samtidig løpende søknad PCT/EP03/04178 [64054WO], nevnt ovenfor, kan denne konstruksjonen bli sammenstilt fra rørinitieringssegmenter på hver side av et spesialskott 780. Etter påføring av initieringssegmenter på skottenhetene kan en lang isolert strømnings-ledning bli sveiset fra seksjoner ved hjelp av konvensjonell orbitalsveising, ulik den mer konvensjonelle rør-i-rør-konstruksjonen i fig. 3. Gasskommunikasjon mellom segmenter av ringrommet blir tilveiebragt ved hjelp av åpninger (ikke vist), utformet i skottet 780.
Hjelperøret 774 kan være for eksempel en gassløfteledning, eller kan føre med seg følere. Alternativt, eller i tillegg, kan rør-i-rør-strømningsledningen føre vann for supplerende oppvarming av strømningsledningen, som beskrevet i søknaden US Prov 60/385243 [63981US], nevnt ovenfor.
Figur 5 viser skjematisk fluid (gass) forbindelsene rundt den øvre enden av rør-i-rør-stigerørsstrømningsledningen i et ROV-operert eksempel. Dykkeroperasjon eller fullstendig fjernstyring er også mulig. Denne enden av røret er beleilig plassert i oppdriftstanken (124, figur 1), i en dybde H under sjøoverflaten 122, selv om andre plasseringer er mulig. Det indre røret er vist ved 800, mens det ytre røret og endelukkingene er vist ved 802, med rommet betegnet som "ringrommet" er vist ved 804. Rommet kan inneholde skum, i tillegg til gass, etter behov. Det er tilveiebragt en åpning 806 som kobler ringrommet 804 til en ROV-trykkavlastningskobling 808. En trykkmålerkobling 810 er tilveiebragt for overvåkning av gasstrykket, med trykkmåler-barriereventilen operert ved hjelp av ROV'en i 812.
En ringromtrykkstyringsventil 814 kan opereres av ROV en for å tilkoble ringrommet for å strømme fra ringrommet til utsiden via koblingen 808. En tilbakeslagsventil 816 er inkludert for å forhindre inntrengning vann til ringrommet. En ventil 814 kan være av dobbelblokktypen. Tilbakeslagsventilen 816 kan ha en overstyringsmulighet for trykksetting av ringrommet med gass.
Figur 6 viser mer detaljert en mulig konstruksjon for toppendekoblingen og ringrom-adkomstportene. Indre og ytre rør 800, 802 er henholdsvis i 801 og 803 sveiset til en spesielt utformet avslutningsenhet 820, understøttet på oppdriftstankens topp-konstruksjon. Produksjonsfluidtilkobling blir gjort med hovedflensoverflaten 822, mens ringromsadkomstportene 806 er tilkoblet gjennom boringer i avslutningsenheten 820, som vist. Området generelt vist som 824 er varmebeskyttet av en "dog house"-konstruksjon etter tilkobling av "svanehalsen" og den fleksible forbindelsesslangen. Disse delene er konvensjonelle, og utelatt av klargjøringshensyn.
I operasjon blir ringrommet initielt fylt med trykksatt gass. Det initielle trykket er over det kritiske trykket, som gir en relativt høy initiell TVK. Dette tillater produksjon av fluider fra en brønn med en spesielt høy temperatur som, uten vesentlig varmeoverføring til omgivelsessjøvannet, ville forårsake problemer i overflaten. På en senere dato, når produksjonsfluidet har en lavere temperatur eller andre ulike egenskaper, kan TVK'en bli justert til å redusere varmeoverføring bare ved å frigjøre gassen under sitt eget trykk ved operasjon av ventilen 814.
Trykket kan bestandig bibeholdes over det omgivende sjøvannstrykket, slik at det unngås sjøvannsinntrengning som er ugunstig for isolasjonsmaterialeegenskapene. Gass kan på egnet måte bli valgt for å tilfredsstille prosjektspesifikke krav. Heldigvis viser beregninger at billige og relativt inerte gasser slik som karbondioksid og nitrogen kan forventes å være egnet for temperatur- og trykkområdene som dypvanns-hybrid-stigerørstårnbunter utsettes for. Selvfølgelig kan en blanding av gasser bli benyttet for ytterligere styring eller beleilighet.
Prosessen kan bli gjort reversibel hvis det i de senere trinnene på feltet er nødvendig å gå tilbake til den tidligere TVK'en. Med egnede rørledninger, koblinger og kompressorer kan rør-i-rør-ringrommet igjen bli trykksatt på stedet. For den perioden når en høyere TVK er påkrevd kan trykket bli utløst til et trykk som er nær sjøvanns-trykket (omtrent 6 til 8 bar), som er godt under det kritiske trykket til begge gassene.
Figur 7 viser en avtrappet tårnkonstruksjon som er kompatibel med et hvilket som helst av eksemplene i fig. 2 til 6. Takket være isolasjonen på selve strømningsledningene, trenger ikke skumblokkene F å strekke seg over hele lengden av tårnet. I dette eksempelet er skumoppdriftsmaterialet tilveiebragt i diskrete seksjoner adskilt langs lengden av stigerørstårnet. Fordeler med det avtrappede tårnet inkluderer reduserte kostnader og styrbar oppdrift. En annen fordel ved å variere tverrsnittet langs lengden av tårnet er en redusert tendens til virvelbevirket vibrasjon under påvirkning av vann-strømmer. I utførelsesformer hvor noen av de varmere ledningene er utenfor kjernen, er individuell isolasjon eller gruppeisolasjon av ledningene selvfølgelig nødvendig, i det minste i seksjonene mellom skumblokkene, som i den ovennevnte samtidig løpende søknad.
Claims (21)
1.
Fremgangsmåte for styring av varmeoverføringsegenskapene til en undervannsrørledning med indre og ytre vegger (800, 802) og et gasspermeabelt rom (804) mellom veggene som tilveiebringer termisk isolasjon,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter variering av trykket til en gass inne i rommet mellom verdier over og under et kritisk trykkområde ved hvilket den termiske konduktiviteten til gassen oppviser en stor verdiendring.
2.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1,karakterisert vedat rommet blir trykksatt over det kritiske trykket, og at trykket så blir utløst for å oppnå en lavere termisk konduktivitet.
3.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1 eller 2,karakterisertv e d at trykkendringen blir gjort i den omvendte retning, og gjentatt etter behov.
4.
Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningene danner en del av et stigerør (112, 114) for å bære strømningsledninger fra sjøbunnen og til en overflateinstallasjon.
5.
Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningen ender ved en nedsenket bøyeunderstøttelse (124, 126), som i et hybrid stigerørstårn.
6.
Fremgangsmåte i henhold til krav 5,karakterisert vedat en åpning (806) for passasje av gassen er tilveiebragt på stedet for den nedsenkede bøyeunderstøttelsen.
7.
Fremgangsmåte i henhold til krav 6,karakterisert vedat trykket i rommet blir holdt likt med eller større enn omgivelsestrykket ved åpningen.
8.
Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat en eller flere ventiler (812, 814) blir benyttet for å styre strømmen av nevnte gass fra rommet.
9.
Fremgangsmåte i henhold til krav 8,karakterisert vedat en eller flere av ventilene (812, 814) er avpasset for operasjon ved hjelp av et fjernstyrt fartøy (ROV).
10.
Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat en gassinnløpskobling (808, 810) er tilveiebragt for bruk ved øking av gasstrykket.
11.
Fremgangsmåte i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav,karakterisert vedat enveis-tilbakeslagsventiler (816) er tilveiebragt for å forhindre utilsiktet inntrengning av sjøvann i tilfelle et trykktap.
12.
Fabrikkert rør-i-rør-strømningsledning,karakterisertv e d å være avpasset forbruk i fremgangsmåten i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav.
13.
Strømningsledningsinstallasjonkarakterisert vedat den inkluderer en nedsenket rør-i-rør-strømningsledning (800, 802) med et isolerende rom (804) fylt med gass ved trykk over dens kritiske trykk, og videre innbefatter i det minste en åpning (806) for frigjøring av gassen til et trykk under det kritiske trykket.
14.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til krav 13,karakterisert vedat strømningsledningen danner en del av et stigerør (112, 114) for bæring av strømningsledninger fra sjøbunnen til en overflateinstallasjon.
15.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til kravene 13 og 14,karakterisert vedat strømningsledningen ender ved en nedsenket bøyeunderstøttelse (124, 126), som i et hybrid stigerørstårn.
16.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til krav 15,karakterisert vedat en åpning (806) for passasje av gassen er tilveiebragt på stedet for den nedsenkede bøyeunderstøttelsen.
17.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til krav 16,karakterisert vedat trykket i rommet forblir likt med eller større enn omgivelsestrykket ved åpningen.
18.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til et hvilket som helst av kravene 13 til 17,karakterisert vedat en eller flere ventiler (812, 814) blir benyttet for å styre strømningen av nevnte gass fra rommet.
19.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til et hvilket som helst av kravene 13 til 18,karakterisert vedat en eller flere av ventilene (812, 814) er avpasset for operasjon ved hjelp av et fjernstyrt fartøy (ROV).
20.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til et hvilket som helst av kravene 13 til 19,karakterisert vedat en gassinnløpskobling (808, 810) er tilveiebragt for bruk i å øke gasstrykket.
21.
Strømningsledningsinstallasjon i henhold til et hvilket som helst av kravene 13 til 20,karakterisert vedat enveis-tilbakeslagsventiler (816) er tilveiebragt for å forhindre utilsiktet inntrenging av sjøvann i tilfelle et trykktap.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0212689.4A GB0212689D0 (en) | 2002-05-31 | 2002-05-31 | Flowline insulation system |
PCT/EP2003/006458 WO2003102357A1 (en) | 2002-05-31 | 2003-05-28 | Flowline insulation system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20040429L NO20040429L (no) | 2004-03-24 |
NO339764B1 true NO339764B1 (no) | 2017-01-30 |
Family
ID=9937854
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20040429A NO339764B1 (no) | 2002-05-31 | 2004-01-30 | Strømningsrørisolasjonssystem |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7441602B2 (no) |
AU (1) | AU2003242732A1 (no) |
BR (1) | BR0304865B1 (no) |
GB (2) | GB0212689D0 (no) |
NO (1) | NO339764B1 (no) |
WO (1) | WO2003102357A1 (no) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7677579B2 (en) * | 2002-05-31 | 2010-03-16 | Technip France Sa | Seal assembly for dividing an annular space in a double-walled pipeline |
BRPI0907534A8 (pt) * | 2008-02-25 | 2016-01-19 | Nkt Flexibles I/S | Sistema de tubo, e, método para determinar um componente fluido em uma cavidade do fluido anular de um tubo |
WO2009146710A1 (en) * | 2008-06-03 | 2009-12-10 | Nkt Flexibles I/S | A pipe system, a gas sensing system for a pipe system, and a method of determining a gas component in a cavity of a pipe |
US20100051279A1 (en) * | 2008-09-02 | 2010-03-04 | Baugh Paula B | Method of prevention of hydrates |
GB0900101D0 (en) * | 2009-01-07 | 2009-02-11 | Acergy Us Inc | Methods and associated apparatus of constructing and installing rigid riser structures |
GB0900097D0 (en) * | 2009-01-07 | 2009-02-11 | Acergy Us Inc | Improvements in hybrid riser towers and fabrication thereof |
AU2010224894B2 (en) * | 2009-03-18 | 2016-09-01 | Trelleborg Industrie Sas | Improved composite hose and method for fabricating such a hose |
GB2472644A (en) * | 2009-08-14 | 2011-02-16 | Acergy France Sa | Marine riser apparatus and method of installation |
MY167555A (en) * | 2009-10-09 | 2018-09-14 | Bumi Armada Berhad | External turret with above water connection point |
FR2952671B1 (fr) * | 2009-11-17 | 2011-12-09 | Saipem Sa | Installation de liaisons fond-surface disposees en eventail |
US8960302B2 (en) * | 2010-10-12 | 2015-02-24 | Bp Corporation North America, Inc. | Marine subsea free-standing riser systems and methods |
US8413724B2 (en) * | 2010-11-30 | 2013-04-09 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Gas handler, riser assembly, and method |
US9334695B2 (en) | 2011-04-18 | 2016-05-10 | Magma Global Limited | Hybrid riser system |
FR2975748B1 (fr) | 2011-05-23 | 2013-06-21 | Itp Sa | Dispositif sous-marin de transport d'hydrocarbures et de regulation de leur temperature |
WO2012168742A2 (en) * | 2011-06-10 | 2012-12-13 | Magma Global Limited | Riser system |
NL2013665B1 (en) * | 2014-10-22 | 2016-10-05 | Itrec Bv | Marine drilling riser joint. |
FR3032564B1 (fr) * | 2015-02-11 | 2017-03-03 | Saipem Sa | Procede de raccordement de cables d'une section unitaire de conduite destinee a etre assemblee verticalement sur une conduite sous-marine de transport de fluides |
GB2569787B (en) | 2017-12-20 | 2020-06-17 | Acergy France SAS | Insulation of pipe-in-pipe systems |
GB2574377A (en) | 2018-05-29 | 2019-12-11 | Acergy France SAS | Sealing hollow structures |
GB2590453B (en) | 2019-12-18 | 2022-06-01 | Subsea 7 Ltd | Spooling and installing trace-heated pipelines of pipe-in-pipe configuration |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718459A (en) * | 1986-02-13 | 1988-01-12 | Exxon Production Research Company | Underwater cryogenic pipeline system |
FR2746891A1 (fr) * | 1996-03-29 | 1997-10-03 | Itp | Tuyau pour canalisations du type a double enveloppe d'isolation thermique |
US6082391A (en) * | 1997-09-12 | 2000-07-04 | Stolt Comex Seaway | Device for hybrid riser for the sub-sea transportation of petroleum products |
GB2346188A (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-02 | 2H Offshore Engineering Limite | Concentric offset riser |
GB2351301A (en) * | 1999-06-25 | 2000-12-27 | Stephen Hatton | Concentric catenary riser |
WO2001014687A1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-03-01 | Aker Riser Systems As | A hybrid riser configuration |
Family Cites Families (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4116275A (en) * | 1977-03-14 | 1978-09-26 | Exxon Production Research Company | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction |
US4276936A (en) * | 1979-10-01 | 1981-07-07 | Getty Oil Company, Inc. | Method of thermally insulating a wellbore |
US4296814A (en) * | 1980-07-18 | 1981-10-27 | Conoco Inc. | Method for thermally insulating wellbores |
USH594H (en) * | 1985-04-12 | 1989-03-07 | Exxon Production Research Company | Jacketed pipeline system with pressurized gas to resist external stress |
US4896725A (en) * | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
US5046896A (en) * | 1990-05-30 | 1991-09-10 | Conoco Inc. | Inflatable buoyant near surface riser disconnect system |
US5535825A (en) * | 1994-04-25 | 1996-07-16 | Hickerson; Russell D. | Heat controlled oil production system and method |
US5613366A (en) * | 1995-05-25 | 1997-03-25 | Aerojet General Corporation | System and method for regulating the temperature of cryogenic liquids |
NO953217L (no) * | 1995-08-16 | 1997-02-17 | Aker Eng As | Metode og innretning ved rörbunter |
US6264401B1 (en) * | 1995-12-29 | 2001-07-24 | Shell Oil Company | Method for enhancing the flow of heavy crudes through subsea pipelines |
GB9917733D0 (en) * | 1999-07-28 | 1999-09-29 | Kvaerner Earl & Wright | Thermal insulated pipelines |
US7104330B2 (en) * | 2001-01-08 | 2006-09-12 | Stolt Offshore S.A. | Marine riser tower |
WO2002063128A1 (en) * | 2001-01-08 | 2002-08-15 | Stolt Offshore Sa | Marine riser tower |
US6536526B2 (en) * | 2001-04-02 | 2003-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Method for decreasing heat transfer from production tubing |
US6955221B2 (en) * | 2002-05-31 | 2005-10-18 | Stolt Offshore Inc. | Active heating of thermally insulated flowlines |
-
2002
- 2002-05-31 GB GBGB0212689.4A patent/GB0212689D0/en not_active Ceased
-
2003
- 2003-05-28 AU AU2003242732A patent/AU2003242732A1/en not_active Abandoned
- 2003-05-28 GB GB0426318A patent/GB2404714B/en not_active Expired - Fee Related
- 2003-05-28 WO PCT/EP2003/006458 patent/WO2003102357A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-05-28 US US10/516,199 patent/US7441602B2/en active Active
- 2003-05-28 BR BRPI0304865-9B1A patent/BR0304865B1/pt not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-01-30 NO NO20040429A patent/NO339764B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4718459A (en) * | 1986-02-13 | 1988-01-12 | Exxon Production Research Company | Underwater cryogenic pipeline system |
FR2746891A1 (fr) * | 1996-03-29 | 1997-10-03 | Itp | Tuyau pour canalisations du type a double enveloppe d'isolation thermique |
US6082391A (en) * | 1997-09-12 | 2000-07-04 | Stolt Comex Seaway | Device for hybrid riser for the sub-sea transportation of petroleum products |
GB2346188A (en) * | 1999-01-29 | 2000-08-02 | 2H Offshore Engineering Limite | Concentric offset riser |
GB2351301A (en) * | 1999-06-25 | 2000-12-27 | Stephen Hatton | Concentric catenary riser |
WO2001014687A1 (en) * | 1999-08-24 | 2001-03-01 | Aker Riser Systems As | A hybrid riser configuration |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20040429L (no) | 2004-03-24 |
GB0426318D0 (en) | 2005-01-05 |
GB2404714A (en) | 2005-02-09 |
US7441602B2 (en) | 2008-10-28 |
BR0304865B1 (pt) | 2013-07-30 |
AU2003242732A1 (en) | 2003-12-19 |
GB2404714B (en) | 2005-08-17 |
US20050232703A1 (en) | 2005-10-20 |
GB0212689D0 (en) | 2002-07-10 |
BR0304865A (pt) | 2004-08-17 |
WO2003102357A1 (en) | 2003-12-11 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO339764B1 (no) | Strømningsrørisolasjonssystem | |
US7100694B2 (en) | Marine riser tower | |
US7104330B2 (en) | Marine riser tower | |
NO171615B (no) | Varmeisolerende anordning for undersjoeiske ledninger, samt fremgangsmaate for plassering av den varmeisolerende anordning | |
US4335980A (en) | Hull heating system for an arctic offshore production structure | |
EP2356361B1 (en) | Venting gas | |
US20050063788A1 (en) | Riser and method of installing same | |
NO344207B1 (no) | Hybrid stigerørstårn samt fremgangsmåte for installasjon av dette | |
NO318103B1 (no) | System for boring av bronnhull til havs gjennom et bronnhode pa havbunnen | |
MXPA03011633A (es) | Una instalacion de conexion para una tuberia subterranea conectada a un tubo ascendente. | |
NO331576B1 (no) | Undersjoisk rorledning for transport av petroleumsprodukter | |
EP3164630B1 (en) | Towable subsea oil and gas production systems | |
NO20120557A1 (no) | Undervanns hydrokarbontransport- og temperaturreguleringsanordning | |
NO20131532A1 (no) | Undersjøisk prosessering av brønnfluider | |
NO20110997A1 (no) | System og fremgangsmate for levering av materialer til en undersjoisk bronn | |
WO2007125276A1 (en) | Riser assembly | |
MX2013003989A (es) | Montajes submarinos maritimos. | |
EP0521582B1 (en) | Insulated flowline system | |
US8424608B1 (en) | System and method for remediating hydrates | |
NO147868B (no) | Forankrings- og overfoeringsstasjon. | |
NO320917B1 (no) | Isolert rorkonstruksjon og fremgangsmate for fremstilling av en slik konstruksjon | |
NO321068B1 (no) | Umbilical-kabel | |
GB2542271A (en) | A method of commissioning a subsea hydrocarbon well | |
US8439248B2 (en) | Methods and associated apparatus of constructing and installing rigid riser structures | |
US20060278397A1 (en) | Top tensioned riser adaptor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |