RU2009103920A - Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном - Google Patents
Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном Download PDFInfo
- Publication number
- RU2009103920A RU2009103920A RU2009103920/03A RU2009103920A RU2009103920A RU 2009103920 A RU2009103920 A RU 2009103920A RU 2009103920/03 A RU2009103920/03 A RU 2009103920/03A RU 2009103920 A RU2009103920 A RU 2009103920A RU 2009103920 A RU2009103920 A RU 2009103920A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vessel
- gas
- injection
- high pressure
- fractions
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract 10
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract 35
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 44
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 1
- 238000005429 filling process Methods 0.000 claims 1
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims 1
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Architecture (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
1. Система для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, содержащая промысловую установку с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и одной нагнетательной скважиной, соединенными райзерами с пунктом налива и слива, судно, имеющее средство, соединяемое с пунктом налива и слива, приемную установку со средством налива на судно и слива с судна, отличающаяся тем, что судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и приемная установка содержит средства налива и слива высокого давления для обеспечения осуществления судном, соединенным с промысловой установкой, налива скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа, и воды, при этом нефть и тяжелые фракции газа подаются в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при этом вытесняемый из резервуаров и закачиваемый в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку способны сливаться посредством вытеснения содержимого резервуара газом высокого давления, доставленным из приемной установки. ! 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для закачки под давлением. ! 3. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для газлифта. ! 4. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование ингибирования гид�
Claims (32)
1. Система для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, содержащая промысловую установку с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и одной нагнетательной скважиной, соединенными райзерами с пунктом налива и слива, судно, имеющее средство, соединяемое с пунктом налива и слива, приемную установку со средством налива на судно и слива с судна, отличающаяся тем, что судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и приемная установка содержит средства налива и слива высокого давления для обеспечения осуществления судном, соединенным с промысловой установкой, налива скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа, и воды, при этом нефть и тяжелые фракции газа подаются в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при этом вытесняемый из резервуаров и закачиваемый в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку способны сливаться посредством вытеснения содержимого резервуара газом высокого давления, доставленным из приемной установки.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для закачки под давлением.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для газлифта.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование ингибирования гидратообразования.
5. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно включает в себя обычно 350 резервуаров хранения в виде вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления, имеющих, каждый, обычно диаметр 3 м, высоту 30 м и объем 215 м3.
6. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно включает в себя насос закачки воды/жидкости.
7. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно включает в себя оборудование водоочистки в виде одного или нескольких гидроциклонов и, по меньшей мере, один бак-дегазатор.
8. Система по п.1, отличающаяся тем, что часть легких фракций газа, отделенных на судне, используется для производства электроэнергии на борту.
9. Система по п.1, отличающаяся тем, что инертный газ расположен между резервуарами на судне.
10. Система по п.1, отличающаяся тем, что имеет охладители, расположенные на судне, выше по потоку от резервуаров хранения и компрессоров, и выше по потоку от трубопроводов закачки.
11. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно включает в себя один или несколько газовых резервуаров для хранения газа под высоким давлением.
12. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно не имеет отдельного блока электропитания для работы технологической установки, и машины судна можно переключать на упомянутую работу, если требуется, поддержкой производства энергии из части отделенных легких фракций газа.
13. Система по п.1, отличающаяся тем, что она приспособлена для приема жидкого CO2 от приемной установки для закачки в нагнетательную скважину, поскольку насос закачки способен работать с жидким CO2, доставленным по трубе из резервуаров хранения судна.
14. Система по п.1, отличающаяся тем, что возможный песок в продукции скважины накапливается в трехфазном сепараторе и в возможном баке-дегазаторе, во время одного периода добычи/налива, с последующей выгрузкой песка и очисткой от него на приемной установке.
15. Система по п.1, отличающаяся тем, что приемная установка содержит блок стабилизации со связанным с ним блоком восстановления рабочего давления.
16. Система по п.1, отличающаяся тем, что отделенный газ доставляется в виде газа высокого давления обратно на судно, если необходимо, вместе с дополнительным газом и/или жидкостью под высоким давлением.
17. Система по п.1, отличающаяся тем, что приемная установка содержит рукав налива высокого давления и рукав слива высокого давления.
18. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно не имеет насосов слива.
19. Система по п.1, отличающаяся тем, что приспособлена для налива жидкого CO2 от приемной установки посредством вытеснения с водной пробкой между жидким CO2 и налива нефти/тяжелых фракций газа, поскольку линии, запорная арматура и манифольды приспособлены для последовательного налива и слива резервуаров хранения.
20. Система по п.1, отличающаяся тем, что резервуары хранения на борту судна рассчитаны на давление 150 бар избыточного давления при 65°C, с дегазированием легких фракций газа в процессе прохождения налива в выделенные газовые резервуары, предназначенные для более высокого давления.
21. Способ добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном с использованием системы по п.1, отличающийся тем, что легкие фракции газа из добывающей скважины отделяют на борту судна и закачивают в коллектор через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину вместе с возвратным газом из резервуаров хранения, данный возвратный газ подается и транспортируется от приемной установки посредством нефти и тяжелых фракций газа, доставленных из сепаратора, вытесняющих обратный газ в резервуарах хранения судна, в то время как обратный газ и легкие фракции газа сжимаются и закачиваются в нагнетательную скважину, и на приемной установке нефть и тяжелые фракции газа сливаются из резервуаров хранения судна вытеснением с использованием обратного газа высокого давления, доставленного из приемной установки.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что часть газа закачки используют для газлифта.
23. Способ по п.21, отличающийся тем, что используют компрессор закачки для закачки под давлением.
24. Способ по п.21, отличающийся тем, что судно на приемной установке нагружают обратным наливом в виде жидкости, которую в резервуарах хранения на промысловой установке вытесняют нефтью и тяжелыми фракциями газа при закачке жидкости в коллектор насосом закачки на судне, возможно, вместе с отделенной водой, подаваемой из сепаратора.
25. Способ по п.21, отличающийся тем, что обратный налив является жидкостью под высоким давлением, предпочтительно жидким CO2, которую закачивают в коллектор, подводя из резервуаров хранения на насос закачки на судне, соединенном с промысловой установкой, при последовательном наливе резервуаров хранения с водной пробкой между жидким CO2 и нефтью с тяжелыми фракциями газа, и с соответствующим последовательным сливом нефти и тяжелых фракций газа на приемной установке, в то время как жидкая CO2 наливается как обратный налив.
26. Способ по п.21, отличающийся тем, что давление резервуаров хранения, линий и установок оборудования поддержится по возможности высоким во время всех наливов, сливов и транспортировки, для минимизации потребности энергии для налива и слива.
27. Судно, особенно подходящее для осуществления способа по п.21, содержащее резервуары хранения высокого давления и средство, соединяемое с морским пунктом налива и закачки и с приемной установкой на берегу, соответственно, со средством налива и слива судна, отличающееся тем, что судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки, и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и оборудование налива и слива, рассчитанное на высокое давление, так что судно, будучи соединенным с морским пунктом налива и закачки может осуществлять налив скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа, и воду, при этом нефть и тяжелые фракции газа подают в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при этом вытесняемый из резервуаров и нагнетаемый в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку сливают посредством вытеснения содержимого резервуаров газом высокого давления, подаваемым с приемной установки.
28. Судно по п.27, отличающееся тем, что включает в себя оборудование для закачки под давлением, поскольку компрессор способен соединяться с добывающими скважинами.
29. Судно по п.27, отличающееся тем, что судно включает в себя оборудование для газлифта, поскольку компрессор способен соединяться с линией для газлифта на морском пункте налива и закачки.
30. Судно по п.27, отличающееся тем, что включает в себя оборудование для ингибирования гидратообразования, поскольку судно включает в себя резервуар метанола, насос закачки метанола и оборудование для их соединения с морскими добывающими и нагнетательными скважинами, на пункте налива и закачки.
31. Судно по п.27, отличающееся тем, что судно включает в себя 350 резервуаров хранения в форме вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления, обычно с диаметром 3 м и высотой 30 м, каждый с объемом 215 м3.
32. Судно по п.27, отличающееся тем, что судно включает в себя насос закачки для закачки воды, отделенной от продукции скважины, и закачки жидкости, содержащейся в резервуарах хранения как обратного налива от приемной установки, когда обратный налив жидкости в резервуары хранения во время налива резервуаров хранения нефтью и тяжелыми фракциями газа высокого давления вытесняется по трубе на насос закачки, и вода из сепаратора подается по линии на насос закачки.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20063140A NO325702B1 (no) | 2006-07-06 | 2006-07-06 | System, fartøy og fremgangsmåte for produksjon av olje og tyngre gassfraksjoner fra et reservoar under havbunnen |
| NO20063140 | 2006-07-06 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2009103920A true RU2009103920A (ru) | 2010-08-20 |
| RU2436936C2 RU2436936C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=38956997
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009103920/03A RU2436936C2 (ru) | 2006-07-06 | 2007-07-05 | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном |
Country Status (13)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8186442B2 (ru) |
| EP (1) | EP2102450A1 (ru) |
| KR (1) | KR101388340B1 (ru) |
| CN (1) | CN101506466B (ru) |
| AU (1) | AU2007275957A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0714011A2 (ru) |
| CA (1) | CA2656803C (ru) |
| MX (1) | MX2009000204A (ru) |
| MY (1) | MY144383A (ru) |
| NO (1) | NO325702B1 (ru) |
| RU (1) | RU2436936C2 (ru) |
| WO (1) | WO2008010723A1 (ru) |
| ZA (1) | ZA200900671B (ru) |
Families Citing this family (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0806172D0 (en) * | 2008-04-04 | 2008-05-14 | Vws Westgarth Ltd | Fluid treatment system |
| NO328277B1 (no) | 2008-04-21 | 2010-01-18 | Statoil Asa | Gasskompresjonssystem |
| NO330025B1 (no) * | 2008-08-07 | 2011-02-07 | Aker Subsea As | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
| BR112012010414A2 (pt) * | 2009-11-02 | 2017-02-21 | Shell Int Research | sistema e método para injetar água em uma formação |
| BR112012033726A2 (pt) * | 2010-06-30 | 2016-11-22 | Chevron Usa Inc | sistema e método para produzir hidrocarbonetos a partir de um poço |
| CN102383773A (zh) * | 2011-07-01 | 2012-03-21 | 河南省瓦斯治理研究院有限公司 | 物理方法区域卸压开采煤层气的方法 |
| CN102359363A (zh) * | 2011-09-07 | 2012-02-22 | 赵铭 | 小井组间用降粘剂循环回注对稠油进行降粘的冷采新工艺 |
| US20130068007A1 (en) * | 2011-09-16 | 2013-03-21 | Daniel Carelli | Compact Surface Well Testing System and Method |
| KR101959877B1 (ko) * | 2013-03-28 | 2019-03-19 | 현대중공업 주식회사 | 해저 생산플랜트의 생산성 향상을 위한 가스 부스팅 및 가스 리프팅 시스템 |
| KR101665336B1 (ko) * | 2014-02-17 | 2016-10-12 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소 처리 시스템 및 방법 |
| KR101665335B1 (ko) * | 2014-02-17 | 2016-10-12 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소 처리 시스템 및 방법 |
| KR101924776B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| KR101961611B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2019-03-26 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| KR101924778B1 (ko) * | 2014-05-20 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
| US20160168972A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Mitigating hydrate formation during a shutdown of a deep water fpso |
| CN104763383A (zh) * | 2015-03-26 | 2015-07-08 | 成都来宝石油设备有限公司 | 水气井抽取装置 |
| CN104775794A (zh) * | 2015-03-26 | 2015-07-15 | 成都来宝石油设备有限公司 | 一种水气井采气系统 |
| US20180161701A1 (en) * | 2015-06-25 | 2018-06-14 | Tomle Strategies Pty Ltd | Multi-stage separation device for use with flowable system of substances |
| US11391122B2 (en) * | 2016-06-28 | 2022-07-19 | Schlumberger Technology Corporation | Modular well testing systems and methods |
| CN115405264B (zh) * | 2022-06-02 | 2024-02-09 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种深水油气田双立管底部注气系统 |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3830180A (en) * | 1972-07-03 | 1974-08-20 | Litton Systems Inc | Cryogenic ship containment system having a convection barrier |
| NO148481C (no) * | 1980-07-08 | 1983-10-19 | Moss Rosenberg Verft As | Fremgangsmaate ved transport av olje og gass under hoeyt trykk i tanker ombord i et skip |
| US6019174A (en) * | 1997-01-16 | 2000-02-01 | Korsgaard; Jens | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
| US6230809B1 (en) * | 1997-01-16 | 2001-05-15 | Jens Korsgaard | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
| US6012530A (en) * | 1997-01-16 | 2000-01-11 | Korsgaard; Jens | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
| CA2299755C (en) * | 1999-04-19 | 2009-01-20 | Trans Ocean Gas Inc. | Natural gas composition transport system and method |
| EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
| DE60224591D1 (de) * | 2002-11-25 | 2008-02-21 | Fluor Corp | Hochdruckgasverarbeitungsconfigurationen |
| NO320013B1 (no) | 2003-03-03 | 2005-10-10 | Statoil Asa | System for produksjon av ustabilisert flerfasefluid fra en forekomst under havbunnen, med samtidig injeksjon av vann og CO2 til undergrunnsforekomsten for trykkstotte. |
-
2006
- 2006-07-06 NO NO20063140A patent/NO325702B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-07-05 KR KR1020097002411A patent/KR101388340B1/ko active IP Right Grant
- 2007-07-05 CN CN2007800315809A patent/CN101506466B/zh active Active
- 2007-07-05 AU AU2007275957A patent/AU2007275957A1/en not_active Abandoned
- 2007-07-05 BR BRPI0714011-8A patent/BRPI0714011A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2007-07-05 WO PCT/NO2007/000260 patent/WO2008010723A1/en active Application Filing
- 2007-07-05 MX MX2009000204A patent/MX2009000204A/es active IP Right Grant
- 2007-07-05 RU RU2009103920/03A patent/RU2436936C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-05 ZA ZA200900671A patent/ZA200900671B/xx unknown
- 2007-07-05 MY MYPI20090047A patent/MY144383A/en unknown
- 2007-07-05 US US12/307,715 patent/US8186442B2/en active Active
- 2007-07-05 EP EP07768950A patent/EP2102450A1/en not_active Withdrawn
- 2007-07-05 CA CA2656803A patent/CA2656803C/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20090321080A1 (en) | 2009-12-31 |
| US8186442B2 (en) | 2012-05-29 |
| MY144383A (en) | 2011-09-15 |
| RU2436936C2 (ru) | 2011-12-20 |
| KR20090031607A (ko) | 2009-03-26 |
| NO20063140L (no) | 2008-01-07 |
| AU2007275957A1 (en) | 2008-01-24 |
| MX2009000204A (es) | 2009-01-23 |
| NO325702B1 (no) | 2008-07-07 |
| CN101506466B (zh) | 2013-05-22 |
| CA2656803A1 (en) | 2008-01-24 |
| EP2102450A1 (en) | 2009-09-23 |
| CN101506466A (zh) | 2009-08-12 |
| CA2656803C (en) | 2014-09-16 |
| BRPI0714011A2 (pt) | 2012-12-18 |
| ZA200900671B (en) | 2010-05-26 |
| WO2008010723A1 (en) | 2008-01-24 |
| KR101388340B1 (ko) | 2014-04-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2009103920A (ru) | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном | |
| US20040159437A1 (en) | Sub-sea blow case compressor | |
| US20060000615A1 (en) | Infrastructure-independent deepwater oil field development concept | |
| DK179631B1 (en) | Deepwater production system | |
| JPH0417309B2 (ru) | ||
| KR20110061876A (ko) | 부유식 해상구조물 | |
| US6019174A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| US10876514B2 (en) | Ocean wave energy exploiting and storing device | |
| NZ208184A (en) | Batch transport of raw natural gas from offshore well:storage barge moored at well | |
| KR101295663B1 (ko) | 유수분리용 세틀링탱크가 구비된 선박 | |
| RU2458283C1 (ru) | Способ газоснабжения населенных пунктов | |
| CN105598003A (zh) | 油田增产作业胶液输送系统及其输送方法 | |
| CN118008218A (zh) | 用于扩大化学产品或其溶液在储层岩中局部储存的容量的方法 | |
| JP2017032004A (ja) | 高圧ガスの貯蔵方法およびタンク | |
| AU735485B2 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| KR101654195B1 (ko) | 해수 취수 파이프 | |
| GB2607617A (en) | Subsea chemical storage system and method | |
| NO347726B1 (en) | Offshore petroleum production | |
| WO2023194765A1 (en) | A system for co2 storage | |
| KR20140037333A (ko) | 시추작업용 머드 펌프 시스템 | |
| KR20100096456A (ko) | 시추선의 오일 이송 시스템 및 방법 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150706 |