RU2015110165A - Способы возвращения и замены подводного оборудования добычи и переработки - Google Patents
Способы возвращения и замены подводного оборудования добычи и переработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015110165A RU2015110165A RU2015110165A RU2015110165A RU2015110165A RU 2015110165 A RU2015110165 A RU 2015110165A RU 2015110165 A RU2015110165 A RU 2015110165A RU 2015110165 A RU2015110165 A RU 2015110165A RU 2015110165 A RU2015110165 A RU 2015110165A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- underwater
- equipment
- underwater equipment
- fluid
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract 75
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract 62
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims abstract 32
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract 12
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 21
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 6
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 abstract 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/04—Manipulators for underwater operations, e.g. temporarily connected to well heads
-
- 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
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
- E21B7/124—Underwater drilling with underwater tool drive prime mover, e.g. portable drilling rigs for use on underwater floors
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Cleaning By Liquid Or Steam (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
1. Способ, в котором:удаляют по меньшей мере часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100), когда подводное оборудование (100) функционально соединено с подводной технологической установкой (185) в подводной морской среде (180);сохраняют по меньшей мере удаленную часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи в подводной конструкции (120, 120а, 120b, 130) в виде герметичной оболочки, установленной в подводной морской среде (18 0);отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной технологической установки (185); ивозвращают подводное оборудование (100) из подводной морской среды (180).2. Способ по п. 1, в котором подводная конструкция (120, 120а, 120b) в виде герметичной оболочки представляет собой подводную конструкцию в виде герметичной оболочки регулируемого объема.3. Способ по п. 1, в котором подводная конструкция (130) в виде герметичной оболочки содержит сепарационную емкость (132).4. Способ по п. 1, в котором дополнительно изолируют подводное оборудование (100) от потока добычи перед удалением по меньшей мере части удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100).5. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере удаленная часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи содержит по меньшей мере одно из следующего: газовую фазу углеводородов, жидкую фазу углеводородов и добытую жидкость.6. Способ по п. 2, в котором дополнительно применяют внутреннее давление в подводном оборудовании (100) для создания подачи удерживаемой текучей среды (101а) добычи в подводную конструкцию (120, 120а, 120b) в виде герметичной оболочки регулируемого объема.7. Способ по п. 6, в котором дополнительно применяют гидростатическое давление подводной окружающей среды (180) для регулирования подачи удерживаемой текучей среды (101а)
Claims (62)
1. Способ, в котором:
удаляют по меньшей мере часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100), когда подводное оборудование (100) функционально соединено с подводной технологической установкой (185) в подводной морской среде (180);
сохраняют по меньшей мере удаленную часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи в подводной конструкции (120, 120а, 120b, 130) в виде герметичной оболочки, установленной в подводной морской среде (18 0);
отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной технологической установки (185); и
возвращают подводное оборудование (100) из подводной морской среды (180).
2. Способ по п. 1, в котором подводная конструкция (120, 120а, 120b) в виде герметичной оболочки представляет собой подводную конструкцию в виде герметичной оболочки регулируемого объема.
3. Способ по п. 1, в котором подводная конструкция (130) в виде герметичной оболочки содержит сепарационную емкость (132).
4. Способ по п. 1, в котором дополнительно изолируют подводное оборудование (100) от потока добычи перед удалением по меньшей мере части удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100).
5. Способ по п. 1, в котором по меньшей мере удаленная часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи содержит по меньшей мере одно из следующего: газовую фазу углеводородов, жидкую фазу углеводородов и добытую жидкость.
6. Способ по п. 2, в котором дополнительно применяют внутреннее давление в подводном оборудовании (100) для создания подачи удерживаемой текучей среды (101а) добычи в подводную конструкцию (120, 120а, 120b) в виде герметичной оболочки регулируемого объема.
7. Способ по п. 6, в котором дополнительно применяют гидростатическое давление подводной окружающей среды (180) для регулирования подачи удерживаемой текучей среды (101а) добычи в подводную конструкцию (120, 120а, 120b) в виде герметичной оболочки регулируемого объема.
8. Способ по п. 1, в котором дополнительно подают химреагенты (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока в подводное оборудование (100), причем по меньшей мере часть химреагентов (101 ) обеспечения бесперебойного прохода потока входит в подводную конструкцию (120b, 130) в виде герметичной оболочки.
9. Способ по п. 1, в котором отсоединение подводного оборудования (100) от подводной технологической установки (185) включает отсоединение подводного оборудования (100) от подводной выкидной линии (194).
10. Способ по п. 1, в котором возвращение подводного оборудования (100) включает отсоединение подводной конструкции (120, 120а, 120b, 130) в виде герметичной оболочки от подводного оборудования (100), сброс давления в подводном оборудовании (100) и подъем подводного оборудования (100) на поверхность (191).
11. Способ по п. 10, в котором сброс давления в подводном оборудовании (100) содержит открытие содержимого (101а, 101b, 101с) подводного оборудования (100) воздействию гидростатического давления подводной окружающей среды (180).
12. Способ по п. 10, в котором сброс давления в подводном оборудовании (100) содержит сброс давления в подводном оборудовании (100) перед подъемом подводного оборудования (100) на поверхность (191).
13. Способ по п. 10, в котором сброс давления в подводном оборудовании (100) содержит соединение подводной конструкции (120, 120 с) в виде герметичной оболочки регулируемого объема с подводным оборудованием (100) перед подъемом подводного оборудования (100) на поверхность (191).
14. Способ по п. 10, в котором сброс давления в подводном оборудовании (100) содержит выпуск газа (101b) из подводного оборудования (100).
15. Способ по п. 14, в которой выпуск газа (101b) из подводного оборудования (100) включает выпуск газа через клапан (112) сброса давления в подводную морскую среду (180).
16. Способ по п. 10, в котором подъем подводного оборудования (100) на поверхность (191) содержит подъем подводного оборудования (100) с некоторым количеством, по меньшей мере одного из следующего: химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока и морской воды (101), содержащихся в нем.
17. Способ, в котором:
устанавливают подводное оборудование (200) в подводной морской среде (180) смежно с подводной технологической установкой (185);
соединяют подводную конструкцию (120, 120а, 120b, 130) в виде герметичной оболочки с подводным оборудованием (200), причем подводная конструкция (120, 120а, 120b, 130) в виде герметичной оболочки содержит некоторое сохраненное количество по меньшей мере текучей среды (101а, 101b) добычи; и
нагнетают по меньшей мере часть сохраненного количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводное оборудование (200).
18. Способ по п. 17, в котором установка подводного оборудования (200) в подводной морской среде (180) включает соединение сменного подводного оборудования (200) с подводной технологической установкой (185).
19. Способ по п. 17, в котором подводное оборудование (200) является сменным подводным оборудованием (200), причем способ дополнительно включает отсоединение первого подводного оборудования (100) от подводной технологической установки (185) и возвращение первого подводного оборудования (100) на поверхность (191), причем сменное подводное оборудование (200) выполняют по существу одинаковым с первым подводным оборудованием (100).
20. Способ по п. 17, в котором дополнительно подают насос некоторого количества химреагентов (201с) обеспечения бесперебойного прохода потока в подводное оборудование (200) перед нагнетанием по меньшей мере части сохраненного количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводное оборудование (200).
21. Способ по п. 17, в котором нагнетание сохраненного количества по меньшей мере текучей среды (101а, 101b) добычи в подводное оборудование (200) включает создание подачи по меньшей мере части сохраненного количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводное оборудование (200) для вытеснения содержимого (201, 201а, 201с, 201n) подводного оборудования (200).
22. Способ по п. 21, в котором содержимое (201, 201а, 201с, 201n) подводного оборудования (200) вытесняется в одно из следующего: линия нагнетания химреагентов (189), шлангокабельная линия (124, 124а) и выкидная линия (194) подводной технологической установки (185).
23. Способ по п. 21, в котором содержимое (201, 201а, 201с, 201n) подводного оборудования (200) содержит по меньшей мере одно из следующего: морская вода (201), химреагенты (201с) обеспечения бесперебойного прохода потока, и газообразный азот (201n).
24. Способ по п. 21, в котором дополнительно применяют гидростатическое давление подводной окружающей среды (18 0) для создания подачи по меньшей мере части сохраненного количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводное оборудование (200).
25. Способ по п. 17, в котором давление в подводном оборудовании (200) уменьшают до уровня ниже гидростатического давления подводной окружающей среды (180) перед нагнетанием по меньшей мере части сохраненного количества текучей среды (101а, 101b) добычи в сменное подводное оборудование (200).
26. Способ, в котором:
соединяют комплект (130) подводной переработки с подводным оборудованием (100), причем комплект (130) подводной переработки содержит сепарационную емкость (132) и циркуляционный насос (139), при этом сепарационная емкость (132) содержит первое количество химреагентов обеспечения бесперебойного прохода потока, и подводное оборудование (100) функционально соединено с подводной технологической установкой (185) в подводной морской среде (180) и содержит по меньшей мере некоторое количество удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи;
осуществляют циркуляцию с помощью циркуляционного насоса 139 первого потока (151) текучей смеси через подводное оборудование (100) и комплект (130) подводной переработки, причем текучая смесь содержит по меньшей мере первое количество химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока и по меньшей мере некоторое количество удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи;
и сепарируют с помощью сепарационной емкости (132), по меньшей мере часть газа (101b) из некоторого количества удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из первого потока (151).
27. Способ по п. 26, в котором дополнительно извлекают, с помощью сепарационной емкости (132), по меньшей мере часть первого количества химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока при сепарировании по меньшей мере некоторой части газа (101b).
28. Способ по п. 26, в котором после сепарирования по меньшей мере части газа (101b) из первого потока (151) подводное оборудование (100) содержит смесь (101d) по меньшей мере части первого количества химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока и по меньшей мере части жидкости (101а) из некоторого количества удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи.
29. Способ по п. 28, в котором дополнительно, после сепарирования по меньшей мере газа (101b) удаляют промывкой по меньшей мере часть смеси (101d) из подводного оборудования (100).
30. Способ по п. 29, в котором удаление промывкой по меньшей мере части смеси (101d) из подводного оборудования (100) включает подачу циркуляционным насосом (139), второго потока (152) в подводное оборудование (100), причем второй поток (152) содержит по меньшей мере второе количество химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока из бака (131), содержащего комплект (130) подводной переработки.
31. Способ по п. 29, в котором второй поток (152) обходит сепарационную емкость (132).
32. Способ по п. 29, в котором дополнительно удаляют промывкой по меньшей мере часть смеси (101d) в выкидную линию (194) подводной технологической установки (185).
33. Способ по п. 29, в котором дополнительно, после удаления промывкой по меньшей мере части смеси (101d) из подводного оборудования (100) отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной технологической установки (185) и возвращают подводное оборудование (100) на поверхность (191).
34. Способ, в котором:
удерживают некоторое количество текучей среды (101а, 101b) добычи в подводном оборудовании (100), функционально соединенном с выкидной линией (194) подводной технологической установки (185), причем удержание некоторого количества текучей среды (101а, 101b) добычи содержит обход подводного оборудования (100) потоком текучей среды (101а, 101b) добычи, проходящим через выкидную линию (194); и подачу под давлением по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи в выкидную линию (194), когда поток текучей среды (101а, 101b) добычи обходит подводное оборудование (100).
35. Способ по п. 34, в котором подача под давлением по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи в выкидной линии (194) содержит вытеснение по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100) перекачкой вытесняющей текучей среды в подводное оборудование (100).
36. Способ по п. 35, в котором дополнительно отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной технологической установки (185) и возвращают подводное оборудование (100) на поверхность (191) с вытесняющей текучей средой, содержащейся в подводном оборудовании (100).
37. Способ по п. 35, в котором вытесняющая текучая среда содержит по меньшей мере одно из следующего: несмешивающаяся текучая среда и высоковязкая текучая среда, причем высоковязкая текучая среда имеет более высокую вязкость, чем текучие среды (101a, 101b) добычи.
38. Способ по п. 37, в которой вытесняющая текучая среда содержит загущенную текучую среду (101g).
39. Способ по п. 35, в котором вытесняющая текучая среда содержит по меньшей мере одно из следующего: химреагенты (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока и инертный газ (101n).
40. Способ по п. 39, содержащий подачу насосом химреагентов (101 с) обеспечения бесперебойного прохода потока в подводное оборудование (100) для вытеснения по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100) и подачу насосом инертного газа (101n) для вытеснения по меньшей мере части химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока из подводного оборудования (100).
41. Способ, в котором:
осуществляют изоляцию подводного оборудования (100) от потока текучей среды (101а, 101b) добычи, проходящего через подводную выкидную линию (194), функционально соединенную с подводным оборудованием (100), причем изоляция подводного оборудования (100) содержит удержание некоторого количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводном оборудовании (100);
после изоляции подводного оборудования (100), соединяют подводный насос (141) с подводным оборудованием (100), при этом сторона всасывания подводного насоса (141) сообщается текучей средой с подводным оборудованием (100); и
управляют работой подводного насоса (141) для подачи по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи на выход из подводного оборудования (100).
42. Способ по п. 41, в котором подводный насос (141) является поршневым насосом.
43. Способ по п. 41, в котором дополнительно соединяют напорную сторону подводного насоса (141) с подводной конструкцией в виде герметичной оболочки регулируемого объема (120, 120b) и подают насосом по меньшей мере часть удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи в подводную конструкцию в виде герметичной оболочки регулируемого объема (120, 120b).
44. Способ по п. 41, в котором дополнительно выполняют подводный насос (141) в такой конфигурации, при которой напорная сторона подводного насоса (141) сообщается текучей средой с подводной выкидной линией (194), и подают насосом по меньшей мере часть удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводную выкидную линию (194).
45. Способ по п. 44, в котором дополнительно устанавливают одну сторону закрытого шарового клапана (183) с напорной стороны подводного насоса (141) и подают насосом по меньшей мере часть удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи в подводную выкидную линию (194) через закрытый шаровой клапан (183).
46. Способ по п. 41, в котором дополнительно после подачи насосом по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи на выход из подводного оборудования (100), отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной выкидной линии (194) и возвращают подводное оборудование (100) на поверхность (191).
47. Способ по п. 41, в котором дополнительно нагнетают некоторое количество химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока в подводное оборудование (100) при работе подводного насоса (141).
48. Способ по п. 41, в котором дополнительно останавливают работу подводного насоса (141) после перекачки по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи на выход из подводного оборудования (100), и затем уравнивают давление в подводном оборудовании (100) с гидростатическим давлением подводной окружающей среды (180).
49. Способ по п. 48, в котором остановка работы подводного насоса (141) включает применение, по меньшей мере одного из следующего: счетчик ходов насоса и расходомер для мониторинга объема удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи, поданной подводным насосом (141).
50. Способ по п. 48, в котором дополнительно после уравнивания давления в подводном оборудовании (100) с гидростатическим давлением подводной окружающей среды (180), открывают подводное оборудование (100) в подводную морскую среду (180) и управляют работой подводного насоса (141) для подачи морской воды в подводное оборудование (100).
51. Способ по п. 50, в котором дополнительно останавливают работу подводного насоса (141) после работы подводного насоса (141) для подачи некоторого объема морской воды, приблизительно равного объему подводного оборудования (100).
52. Способ по п. 51, в котором остановка работы подводного насоса (141) включает применение по меньшей мере одного из счетчика ходов насоса и расходомера для мониторинга объема морской воды, подаваемого в подводное оборудование (100) подводным насосом (141).
53. Способ по п. 50, в котором напорная сторона подводного насоса (141) сообщается текучей средой с подводной выкидной линией (194), причем способ дополнительно содержит остановку работы подводного насоса (141) перед подачей беспримесной морской воды в подводную выкидную линию (194).
54. Способ, в котором:
развертывают подводную конструкцию (120, 120d, 130) в виде герметичной оболочки, содержащей некоторое количество химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока с поверхности (191) в подводную морскую среду (180);
соединяют подводную конструкцию (120, 120d, 130) в виде герметичной оболочки с подводным оборудованием (100) в подводной морской среде (180); и
обеспечивают подачу по меньшей мере части количества химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока из подводной конструкции (120, 120d, 130) в виде герметичной оболочки в подводное оборудование (100) для вытеснения по меньшей мере части удерживаемого количества текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100) в подводную выкидную линию (194), соединенную с подводным оборудованием (100).
55. Способ по п. 54, в котором подводная конструкция в виде герметичной оболочки (120, 120d) представляет собой подводную конструкцию в виде герметичной оболочки регулируемого объема, причем способ дополнительно содержит применение гидростатического давления подводной окружающей среды (180) для создания подачи по меньшей мере некоторой части химреагентов (101 с) обеспечения бесперебойного прохода потока из подводной конструкции в виде герметичной оболочки регулируемого объема (120, 120d) в подводное оборудование (100).
56. Способ по п. 54, в котором подводная конструкция в виде герметичной оболочки (130) содержит сепарационную емкость (132), причем способ дополнительно включает применение подводного насоса (139) для создания подачи по меньшей мере некоторой части химреагентов (101 с) обеспечения бесперебойного прохода потока из сепарационной емкости (132) в подводное оборудование (100).
57. Способ по п. 54, в котором дополнительно предотвращают проход через подводное оборудование (100) потока текучей среды (101а, 101b) добычи, проходящего через подводную выкидную линию (194) перед вытеснением по меньшей мере некоторой части удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи в подводную выкидную линию (194).
58. Способ по п. 54, в котором объем химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока больше удерживаемого объема текучей среды (101а, 101b) добычи, причем способ дополнительно включает вытеснение некоторого количества удерживаемой текучей среды (101а, 101b) добычи из подводного оборудования (100).
59. Способ по п. 58, в котором дополнительно вытесняют по существу весь удерживаемый объем текучей среды (101а, 101b) добычи и по существу заполняют подводное оборудование (100) химреагентами (101 с) обеспечения бесперебойного прохода потока.
60. Способ по п. 54, в котором дополнительно отсоединяют подводное оборудование (100) от подводной выкидной линии (194) и осуществляют подъем подводного оборудования (100) на поверхность (191) по меньшей мере с указанной частью объема химреагентов (101с) обеспечения бесперебойного прохода потока, содержащегося в нем.
61. Способ по п. 60, в котором дополнительно осуществляют подъем подводного оборудования (100) с прикрепленной к нему подводной конструкцией (120, 120d) в виде герметичной оболочки.
62. Способ по п. 61, в котором дополнительно используют подводную конструкцию (120, 120d) в виде герметичной оболочки для регулирования давления подводного оборудования (100) при подъеме подводного оборудования (100) на поверхность (191).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/US2012/052203 WO2014031123A1 (en) | 2012-08-24 | 2012-08-24 | Methods for retrieval and replacement of subsea production and processing equipment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015110165A true RU2015110165A (ru) | 2016-10-20 |
Family
ID=46800369
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015110165A RU2015110165A (ru) | 2012-08-24 | 2012-08-24 | Способы возвращения и замены подводного оборудования добычи и переработки |
Country Status (8)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US9441461B2 (ru) |
| EP (2) | EP2909432B1 (ru) |
| CN (1) | CN104797777A (ru) |
| AU (2) | AU2012388219B2 (ru) |
| BR (2) | BR112015003945B1 (ru) |
| CA (1) | CA2879302C (ru) |
| RU (1) | RU2015110165A (ru) |
| WO (1) | WO2014031123A1 (ru) |
Families Citing this family (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105691568B (zh) * | 2016-01-20 | 2018-07-06 | 深圳市盛福机械设备有限公司 | 一种水下设备安装回收系统及其方法 |
| CN105696981B (zh) * | 2016-04-14 | 2018-11-02 | 深圳市雷斯特海洋工程有限公司 | 一种可燃冰解堵装置、解堵系统及解堵方法 |
| US10344550B2 (en) | 2016-07-25 | 2019-07-09 | Fmc Technologies, Inc. | Systems for reversing fluid flow to and from a single-direction fluid flow device |
| MY192420A (en) * | 2016-12-06 | 2022-08-19 | David C Wright | Subsea skid for chemical injection and hydrate remediation |
| US10267124B2 (en) * | 2016-12-13 | 2019-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Subsea live hydrocarbon fluid retrieval system and method |
| NL2018071B1 (nl) * | 2016-12-23 | 2018-07-02 | Carpdredging Ip B V | Grondtransport installatie |
| NO343439B1 (en) * | 2017-09-04 | 2019-03-11 | Aker Solutions As | A subsea processing module and methods for installation and removal |
| CN110252750A (zh) * | 2019-06-12 | 2019-09-20 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种应用于深海油气管道清管作业的设备 |
| NO347013B1 (en) | 2020-05-11 | 2023-04-03 | Fmc Kongsberg Subsea As | Method for evacuating hydrocarbon from a subsea process module |
| US11555381B2 (en) * | 2021-02-03 | 2023-01-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Riserless offshore production and storage system and related methods |
| WO2022178195A1 (en) * | 2021-02-22 | 2022-08-25 | Seaquest Ccs, Llc | Systems and methods of carbon dioxide removal with permanent subsea sequestration |
| CN113863901B (zh) * | 2021-08-10 | 2023-11-28 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种水下高完整性压力保护装置功能回路搭建方法 |
| CN114935106B (zh) * | 2022-05-24 | 2024-04-05 | 苏州西热节能环保技术有限公司 | 一种深海压缩氢气结构 |
Family Cites Families (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3500907A (en) * | 1968-12-05 | 1970-03-17 | Lockheed Aircraft Corp | Closed flushing and vapor elimination system for wireline components |
| GB9921373D0 (en) * | 1999-09-10 | 1999-11-10 | Alpha Thames Limited | Modular sea-bed system |
| US6422315B1 (en) | 1999-09-14 | 2002-07-23 | Quenton Wayne Dean | Subsea drilling operations |
| US20030170077A1 (en) | 2000-03-27 | 2003-09-11 | Herd Brendan Paul | Riser with retrievable internal services |
| EP1529152B1 (en) | 2002-08-14 | 2007-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| US7159662B2 (en) | 2004-02-18 | 2007-01-09 | Fmc Technologies, Inc. | System for controlling a hydraulic actuator, and methods of using same |
| US7628207B2 (en) | 2006-04-18 | 2009-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Accumulator for subsea equipment |
| GB0615134D0 (en) * | 2006-07-29 | 2006-09-06 | Expro North Sea Ltd | Purge system |
| NO326874B1 (no) | 2006-10-20 | 2009-03-09 | Aker Subsea As | System og fremgangsmåte for overvåking av undersjøiske akkumulatorbanker |
| US7520129B2 (en) * | 2006-11-07 | 2009-04-21 | Varco I/P, Inc. | Subsea pressure accumulator systems |
| US8430169B2 (en) * | 2007-09-25 | 2013-04-30 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for managing hydrates in subsea production line |
| NO330819B1 (no) * | 2007-12-21 | 2011-07-25 | Fmc Kongsberg Subsea As | Fremgangsmate og system for sirkulering av fluid i en undersjoisk intervensjonsstakk |
| BRPI0917784B1 (pt) * | 2008-08-21 | 2019-04-09 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V | Sistema e método de instalação ou remoção de estrutura submarina |
| US20100084588A1 (en) | 2008-10-07 | 2010-04-08 | Diamond Offshore Drilling, Inc. | Deepwater Hydraulic Control System |
| EP2196622A1 (en) * | 2008-12-12 | 2010-06-16 | Welltec A/S | Subsea well intervention module |
| NO335355B1 (no) | 2009-10-23 | 2014-12-01 | Framo Eng As | Trykkforsterkingssystem for undersjøiske verktøy |
| US8955595B2 (en) * | 2009-11-18 | 2015-02-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for providing a controllable supply of fluid to subsea well equipment |
| US8746346B2 (en) * | 2010-12-29 | 2014-06-10 | Vetco Gray Inc. | Subsea tree workover control system |
-
2012
- 2012-08-24 RU RU2015110165A patent/RU2015110165A/ru not_active Application Discontinuation
- 2012-08-24 BR BR112015003945-6A patent/BR112015003945B1/pt active IP Right Grant
- 2012-08-24 AU AU2012388219A patent/AU2012388219B2/en active Active
- 2012-08-24 EP EP12756057.1A patent/EP2909432B1/en active Active
- 2012-08-24 US US14/423,667 patent/US9441461B2/en active Active
- 2012-08-24 EP EP17165808.1A patent/EP3216977B1/en active Active
- 2012-08-24 CA CA2879302A patent/CA2879302C/en active Active
- 2012-08-24 BR BR122015020407-0A patent/BR122015020407B1/pt active IP Right Grant
- 2012-08-24 WO PCT/US2012/052203 patent/WO2014031123A1/en active Application Filing
- 2012-08-24 CN CN201280076035.2A patent/CN104797777A/zh active Pending
-
2015
- 2015-08-10 US US14/822,694 patent/US9556713B2/en active Active
-
2017
- 2017-12-12 AU AU2017276188A patent/AU2017276188B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20150361769A1 (en) | 2015-12-17 |
| BR112015003945A2 (pt) | 2017-07-04 |
| EP2909432B1 (en) | 2017-06-21 |
| US9556713B2 (en) | 2017-01-31 |
| EP3216977B1 (en) | 2019-06-19 |
| EP2909432A1 (en) | 2015-08-26 |
| CA2879302A1 (en) | 2014-02-27 |
| BR122015020407B1 (pt) | 2021-06-22 |
| AU2012388219B2 (en) | 2017-09-14 |
| US9441461B2 (en) | 2016-09-13 |
| CA2879302C (en) | 2018-01-16 |
| AU2017276188B2 (en) | 2018-03-29 |
| AU2017276188A1 (en) | 2018-01-18 |
| BR112015003945B1 (pt) | 2021-01-19 |
| WO2014031123A1 (en) | 2014-02-27 |
| CN104797777A (zh) | 2015-07-22 |
| AU2012388219A1 (en) | 2015-02-05 |
| EP3216977A1 (en) | 2017-09-13 |
| BR122015020407A2 (pt) | 2019-08-27 |
| US20150315879A1 (en) | 2015-11-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2015110165A (ru) | Способы возвращения и замены подводного оборудования добычи и переработки | |
| AU2004227302B2 (en) | A method and apparatus for treatment of water for an injection well | |
| NO324110B1 (no) | System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen. | |
| NO330819B1 (no) | Fremgangsmate og system for sirkulering av fluid i en undersjoisk intervensjonsstakk | |
| PL405595A1 (pl) | Sposób wysokociśnieniowego szczelinowania węglowodorów na żądanie oraz związany z tym proces | |
| NO20130964A1 (no) | Dypvanns produksjonssystem | |
| RU2677524C1 (ru) | Мобильный комплекс для закачки жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину | |
| NO20140274A1 (no) | Undervannsmodul for trykkregulering | |
| NO20131683A1 (no) | Undervanns påfyllingssystem | |
| US9580995B2 (en) | Controlled pressure equalization | |
| NO340075B1 (en) | A MEG storage system and a method for storing MEG | |
| WO2019045574A1 (en) | SUBMARINE ARRANGEMENT AND METHOD | |
| KR20140129514A (ko) | 해저 저압분리기를 이용한 원유가스 생산 시스템 | |
| CN210798888U (zh) | 具有钻井修井及完井功能的低压泥浆系统 | |
| RU2346160C2 (ru) | Способ запуска и функционирования морского эрлифта и система для его реализации | |
| CN108612644B (zh) | 抽油机井套管内加压流体的装置 | |
| KR101599943B1 (ko) | 수소 분리 장치 및 이를 포함하는 밸러스트수 처리 시스템 | |
| CN203716127U (zh) | 一种用于海洋工程建造的多功能工程供水系统 | |
| CN105696981B (zh) | 一种可燃冰解堵装置、解堵系统及解堵方法 | |
| RU2418940C1 (ru) | Установка для непрерывного устьевого и скважинного тампонирования | |
| KR20130007163U (ko) | 머드탱크 | |
| NO20111456A1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a forlenge et ventiltres levetid | |
| KR20010094666A (ko) | 고압의 액체 및 초임계 유체내에 가공 및 세정 대상고체물질의 연속 공급 및 배출 장치 | |
| TH126534B (th) | ระบบและวิธีการสำหรับการสูบน้ำเข้าในบ่อนอกชายฝั่ง |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20180205 |