RU2341655C2 - Система и способ для сжатия газа под водой - Google Patents

Система и способ для сжатия газа под водой Download PDF

Info

Publication number
RU2341655C2
RU2341655C2 RU2006107370/03A RU2006107370A RU2341655C2 RU 2341655 C2 RU2341655 C2 RU 2341655C2 RU 2006107370/03 A RU2006107370/03 A RU 2006107370/03A RU 2006107370 A RU2006107370 A RU 2006107370A RU 2341655 C2 RU2341655 C2 RU 2341655C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
compressor
fluid
temperature
separator
Prior art date
Application number
RU2006107370/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2006107370A (ru
Inventor
Хьелль Олав СТИНЕССЕН (NO)
Хьелль Олав СТИНЕССЕН
Хокон СКОФТЕЛАНН (NO)
Хокон СКОФТЕЛАНН
Original Assignee
Квернер Оилфилд Продактс А.С.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=29245030&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=RU2341655(C2) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Квернер Оилфилд Продактс А.С. filed Critical Квернер Оилфилд Продактс А.С.
Publication of RU2006107370A publication Critical patent/RU2006107370A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2341655C2 publication Critical patent/RU2341655C2/ru

Links

Images

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
    • E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36—Underwater separating arrangements
    • 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

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)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
  • Compressor (AREA)

Abstract

Изобретение относится к системе и способу сжатию газа под водой. Обеспечивает повышение надежности системы и эффективности способа. Сущность изобретения: в соответствии с изобретением обеспечивают прохождение скважинного притока текучей среды по напорной линии в сепаратор для последующего сжатия в компрессоре до отгрузки газа. Линия рециркуляции своим первым концом посредством текучей среды сообщена со сжатым скважинным притоком на выпускной стороне компрессора, а вторым концом - с потоком газа в местоположении между сепаратором и впускной стороной компрессора. При этом линия рециркуляции выполнена с возможностью регулирования подачи текучей среды за счет пульсации обратно на впускную сторону компрессора и устранения необходимости подачи текучей среды в сепаратор, поскольку рециркуляционный газ высушен. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Description

Настоящее изобретение относится к сжатию газа под водой.
В частности, изобретение относится к системе и способу охлаждения скважинного притока до температуры окружающей морской воды или в пределах этой температуры до поступления газа скважинного притока в скруббер. В частности, изобретение относится к системе и способу, в которой и согласно которому текучая среда скважинного притока проходит по напорной линии из продуктивного пласта и в сепаратор для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре до отгрузки газа.
Желательно, чтобы температура разделения в сепараторе/скруббере подводной компрессорной станции и температура выходящего из скруббера газа оставались выше температуры гидрата, около 25°С или выше, чтобы исключить образование гидрата. В условиях морской буровой установки и на суше обычно трубопровод между скруббером и входом в компрессор изолируют и нагревают по его длине, чтобы температура в трубопроводе оставалась выше температуры образования гидрата.
Для разделения при температуре выше 25°С или более необходимо увеличить энергию сжатия приблизительно на 10% по сравнению с разделением и сжатием при температуре морской воды, которая на глубине, обычно 200 м или более, близка к постоянной. Обычно температура на глубине может быть в пределах от -2°С до +4°С, и в определенном местоположении она почти постоянная. По сравнению с температурными условиями на суше или на платформе, которые могут быть в пределах, например, от -30°С до+30°С в разных сезонах, подводные условия имеют значительное преимущество постоянной температуры.
В притоке из подводных нефтяных или газовых скважин образование гидратов исключают путем введения моно-, ди-, триэтиленгликоля, метанола и других химикатов. Поэтому в отношении возможного образования гидрата в подводной компрессорной станции единственная трудность заключается в том, что газ, который выходит из межфазной границы разделения в скруббере, смешивается с жидкой фазой скважинного притока после станции.
Но эта трудность устраняется или снижается до незначительности, если разделение/скруббирование выполняется при температуре морской воды или при температуре, близкой к ней. Причина этого заключается в том, что температура отделенного газа не может стать холоднее окружающей морской воды, и поэтому вода не может конденсироваться из газа и выделяться в виде свободной воды. Свободная вода является необходимым предварительным условием образования гидрата - жидкая вода просто замерзает до состояния льда при температуре выше 0°С под воздействием легких углеводородов.
Следует отметить, что температуру газа между выходом из скруббера и входом в компрессор можно несколько понизить дросселированием, обычно через отверстие, сопло или конус расходомера. Но это дросселирование будет небольшим, и обычно оно равно некоторой доле 1 бара. Расчеты показывают, что снижение давления газа противодействует конденсации воды, обусловленной снижением температуры, и конденсация углеводородов является пренебрежимо малой. При этом стенка трубопровода будет иметь температуру морской воды, и поэтому она будет выполнять естественный нагрев по длине трубопровода. Кажущийся парадокс поэтому заключается в том, что предотвращение образования гидрата осуществляется скруббированием при температуре морской воды.
На Фиг.1 схематически представлена компрессорная станция известного уровня техники, в которой разделение выполняется при температурах выше температуры морской воды. Скважинный приток текучей среды (например, из подводной опорной плиты или манифольда) подается по напорной линии 12 в сепаратор 16. После разделения газ (который также, возможно, содержит некоторое количество выносимой жидкости) проходит в компрессорный модуль 19, где он сжимается компрессором 18 (который приводится в действие приводом 20) перед его подачей в линию согласно схеме. По линии 23 рециркуляции системы газ направляется (например, за счет пульсаций) обратно во впускную сторону сепаратора. Эта противопульсационная линия обычно содержит рецикловый охладитель 25.
Кроме того, система сжатия текучей среды известна из патента WO 03033870, 24.04. 2003, RU 2171132, 01.03.1999, WO 8912728, 28.12.1989.
Подводное разделение при температурах более высоких, чем температура морской воды, имеет следующие недостатки.
Необходимая энергия сжатия всегда будет выше по сравнению со сжатием при низшей достижимой температуре, т.е. при температуре морской воды.
Для противодействия образованию гидрата в газе после разделения в скруббере необходимо либо постоянно выдерживать температуру газа в компрессорной станции приблизительно выше 25°С, либо вводить ингибитор образования гидратов.
Противопульсационная линия должна находиться перед скруббером, т.к. газ не сухой.
С другой стороны, разделение при температуре окружающей морской воды, например от - 2°С до +4°С, обеспечивает сухость газа, когда он будет выходить из межфазной границы в скруббере через систему сжатия, противопульсационную линию рециркуляции и линию нагнетания газа. Причина этого будет заключаться только в том, что газ при том условии, что в газовой линии не будет существенного дросселирования, нельзя охладить до более низкой температуры, чем температура, при которой он был отделен, т.е. температура морской воды; и поэтому свободная вода не сможет конденсироваться из потока газа. В этом случае трубопровод газа, температура которого почти равна температуре морской воды, будет действовать как нагреватель газа (т.е. в окружающую трубопровод морскую воду тепло от текучей среды (потока газа) в воду передаваться не будет) с несколько более низкой температурой непосредственно после дросселирующего устройства. Газ, проходя через компрессор, будет нагреваться, и поэтому он не будет доходить до точки росы. После сжатия газ можно либо смешать с жидкой фазой, либо его можно транспортировать в отдельной газовой линии на берег или на удаленную принимающую платформу.
Причем в этой газовой линии конденсация воды не будет происходить, и поэтому не будет необходимости в ингибировании гидрата при условии, что линия не будет проходить по участкам, в которых температура морской воды ниже температуры скруббера.
Согласно изобретению создана система сжатия газа под водой, в которой текучая среда скважинного притока проходит через напорную линию из продуктивного пласта, причем текучая среда скважинного притока имеет температуру в пределах температуры воды вокруг напорной линии, когда текучая среда скважинного притока проходит в сепаратор для последующего сжатия потока газа в компрессоре перед отгрузкой газа. Согласно одному варианту осуществления настоящего изобретения система сжатия газа под водой отличается тем, что линия рециркуляции своим первым концом соединена с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора, а вторым концом - с потоком газа между сепаратором и впускной стороной компрессора. Согласно другому варианту осуществления настоящего изобретения подводное сжатие газа отличается тем, что линия рециркуляции соединена своим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора, а вторым концом - со скважинным притоком в местоположении перед сепаратором.
Таким образом, линия рециркуляции выполнена с возможностью регулируемой подачи текучей среды (за счет пульсации или по другим причинам рециркуляции) обратно на впускную сторону компрессора и с устранением необходимости в направлении текучей среды в сепаратор, поскольку рецикловый газ сухой из-за его отделения при температуре морской воды и из-за его нагревания во время рециркуляции.
Согласно одному из аспектов настоящего изобретения охладитель посредством текучей среды сообщается с линией рециркуляции.
Протяженность напорной линии может быть достаточно большой, чтобы обеспечивать охлаждение скважинного притока до температуры, равной температуре морской воды вокруг напорной линии или находящейся в пределах этой температуры.
Как вариант, охладитель может посредством текучей среды сообщаться с напорной линией для обеспечения охлаждения до температуры морской воды. Длина напорной линии может составлять от 0,5 до 5 км.
В случае нефтедобычи основная часть массового расхода скважинного притока является нефтью (вместе с некоторым количеством воды). В этих случаях охлаждение всего скважинного притока до температуры морской воды до разделения может быть нецелесообразным или даже нежелательным, т.к. низкая температура неблагоприятна для разделения жидкости/газа. Поэтому более лучшим способом для систем нефтедобычи будет охлаждение только отделенного газа после первичного разделения нефти/газа. Отделенный газ охлаждается до температуры морской воды перед поступлением в скруббер, установленный в линии газа между первичным скруббером и входом в компрессор (см. патент Норвегии №173890).
Согласно изобретению создан также способ сжатия под водой текучей среды скважинного притока, согласно которому текучая среда скважинного притока, в котором ингибировано образование гидрата и температура которого находится в пределах температуры воды вокруг напорной линии, проходит в напорную линию и в сепаратор для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре до отгрузки сжатого газа. Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения способ отличается тем, что сжатую текучую среду направляют за счет пульсации или рециркуляции обратно в местоположение между сепаратором и впускной стороной компрессора. Согласно второму варианту осуществления настоящего изобретения способ отличается тем, что сжатую текучую среду направляют за счет пульсации или рециркуляции обратно в местоположение перед сепаратором.
Для дополнительной гарантии устранения конденсации в системе сжатия после скруббера можно предусмотреть некоторое нагревание труб. Выходящий из скруббера газ скважинного притока имеет температуру, близкую к температуре окружающей морской воды, и сам близок к равновесию теплопередачи. При этом только незначительное нагревание труб может обеспечить гарантированное противодействие конденсации в системе сжатия после скруббера. Нагревание можно выполнить некоторым электрическим и/или технологическим нагреванием. Технологическое нагревание обычно можно обеспечить от охладителей электродвигателей или от технологических охладителей.
После разделения в сепараторе 16 газовый поток может быть направлен в параллельно соединенные компрессоры, каждый из которых имеет отдельные линии рециркуляции, посредством текучей среды сообщающиеся своим соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора и своим соответствующим вторым концом с газовым потоком между сепаратором и впускной стороной соответствующего компрессора. Эта конструкция позволит установить стопорные клапаны между сепаратором и каждым компрессором, в результате чего будет обеспечена возможность отсекать, стопорить и регулировать каждый компрессор независимо от других компрессоров.
Можно обеспечить возможность сообщения посредством текучей среды охладителя с потоком сжатого газа между точкой отвода линии рециркуляции и отгрузочной линией, при этом сужение со скруббером будет сообщаться посредством текучей среды с потоком сжатого газа между охладителем и отгрузочной линией, в результате чего точку росы сжатого газа можно будет контролировать до отгрузки.
Изобретение также относится к способу сжатия под водой текучей среды скважинного притока, согласно которому ингибированную в отношении образования гидрата текучую среду скважинного притока направляют по напорной линии в сепаратор для последующего сжатия потока газа в компрессоре перед отгрузкой сжатого газа, который отличается тем, что сжатую среду за счет пульсации или рециркуляции направляют обратно в местоположение между сепаратором и впускной стороной компрессора.
Сжатая текучая среда, рециркулирующая за счет пульсации, может осуществлять теплообмен для своего охлаждения.
В системе сжатия скруббер сначала удаляет фактически все жидкие углеводороды и воду до поступления газа в компрессор. Основное требование заключается в ингибировании скважинного притока в отношении образования гидратов (например, за счет введения моноэтиленгликоля или метанола) перед системой сжатия и до охлаждения скважинного притока до температуры, при которой может происходить образование гидрата (обычно ниже 25°С). Это техническое решение также обеспечивает отсутствие образования гидратов в напорной линии, проходящей в наземное или морское приемное устройство.
Компрессорный модуль 18 системы может либо иметь смазываемые маслом подшипники или шестерни, или предпочтительно магнитные подшипники и высокоскоростной электродвигатель согласно патентной заявке Норвегии №20031587.
Магнитные подшипники, т.е. бессмазочная система, обеспечивают возможность кратчайшего возможного времени пуска подводного компрессора, поскольку для нагревания до текучести смазочного масла смазочное масло не требуется. При этом, поскольку температура входящего газа из скруббера равна температуре морской воды или близка к ней, поэтому рециркуляцию газа по линии рециркуляции (противопульсационная линия) необходимо сводить к минимуму, т.е. только для доведения давления нагнетания компрессора до требуемого уровня, чтобы можно было открыть нагнетательный клапан компрессора. При более длительном времени рециркуляции температура рециклового газа будет отличаться от температуры газа в скруббере, что не является целесообразным, поскольку возникнет разница плотности. В этом заключается явное отличие от пуска компрессоров на суше или на платформе, где газ, направляемый в компрессор из впускной линии скрубберного конца, может в жаркий день иметь температуру 30°С.
Ниже приводится более подробное описание осуществления настоящего изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых аналогичные элементы имеют аналогичные ссылочные обозначения.
На Фиг.1 схематически изображена система сжатия известного уровня техники (описание которой дано выше).
На Фиг.2 изображен один из вариантов осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На Фиг.3 схематически изображена система, представленная на Фиг.2, но с устройством охлаждения и удаления жидкости на выпускном конце системы сжатия.
На Фиг.4 схематически изображен второй вариант осуществления системы в соответствии с настоящим изобретением.
На Фиг.5 схематически изображен третий вариант осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.6 схематически показана система, представленная на Фиг.5, с устройством охлаждения и удаления жидкости на выпускном конце системы сжатия.
На Фиг.7 схематически изображен четвертый вариант осуществления настоящего изобретения.
На Фиг.2 изображен один из вариантов осуществления настоящего изобретения, относящийся к подводной опорной плите или манифольду 10. Манифольд может иметь прорези и узел введения ингибитора образования гидрата для введения, например, моноэтиленгликоля или метанола в скважинный приток. Скважинный приток проходит по напорной линии 12 в подводную систему сжатия. Основное необходимое условие настоящего изобретения заключается в ингибировании скважинного притока в отношении образования гидратов перед системой сжатия и до того, как скважинный приток будет охлаждаться до температуры, при которой может произойти образование гидрата (обычно - около 25°С). Введение ингибиторов гидрата также может исключить образование гидратов в напорных линиях, идущих в удаленные приемные объекты на суше или в море.
За счет наличия длинной напорной линии 12 (например, 2-3 км) скважинный приток охлаждается до температуры, равной температуре окружающей морской воды, или в пределах этой температуры, до поступления в скруббер 16. Если длина напорной линии не будет достаточной для обеспечения необходимого охлаждения, то в систему, как вариант, можно включить охладитель 13. Путем снижения температуры таким образом требуемая для сжатия энергия снижается до минимума, и обеспечивается эффективное устранение риска образования гидрата в газе между входом в систему сжатия и выходом из нее. Поэтому фактически бесконечные возможности охлаждения океанской водой применяются для охлаждения скважинного притока до окружающей температуры морской воды (или близко к ней), почти постоянной на глубине (обычно в пределах от -2°С до +4°С).
На Фиг.2 охлажденный скважинный приток подается в сепаратор или скруббер 16, где происходит его разделение обычным способом. За счет температурного регулирования газ не может образовать гидрат после разделения. Поскольку температура потока газа приближается к температуре подаваемой в компрессор окружающей морской воды, к минимальной достижимой температуре, поэтому по сравнению с системами сжатия известного уровня техники для этой системы требуется гораздо меньшее энергопотребление. Изобретение также позволяет направить линию рециркуляции для антипульсационной системы в местоположение после сепаратора и перед компрессором - Фиг.2, 3 и 4. Линия 24 рециркуляции, которая дополнительно может иметь охладитель 26, направлена согласно Фиг.2 в местоположение между сепаратором и компрессорным модулем.
В системе согласно изобретению линия 24, 24', 24'' рециркуляции своим первым концом посредством текучей среды сообщается с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора 18, 18', 18'', а вторым концом - с потоком газа в местоположении между сепаратором 16 и впускной стороной компрессора 18, 18', 18'', и поэтому линия рециркуляции может регулируемым образом подавать текучую среду за счет пульсации обратно на впускную сторону компрессора, в результате чего устраняется необходимость подачи текучей среды в сепаратор, т.к. газ рециркуляции будет высушен как за счет его отделения при температуре морской воды, так и за счет его нагревания во время рециркуляции.
Еще одно преимущество изобретения показано на Фиг.4, согласно которому два компрессора установлены параллельно только одному сепаратору. Каждый компрессор имеет собственную линию 24', 24'' рециркуляции с соответствующими клапанами 32', 32'' и (как вариант) теплообменник 26', 26''.
После его отделения в сепараторе 16 поток газа можно направить в соединенные параллельно компрессоры, каждый из которых имеет отдельные линии рециркуляции, посредством текучей среды сообщающиеся своим соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора, а своим соответствующим вторым концом - с потоком газа в местоположении между сепаратором и впускной стороной соответствующего компрессора. Благодаря такой компоновке стопорные клапаны могут быть расположены между сепаратором и каждым из компрессоров, чтобы каждый компрессор можно было отсекать, стопорить и регулировать независимо от других компрессоров.
Согласно изобретению устраняется необходимость в применении специального устройства для регулирования теплообмена, чтобы выдерживать заданную температуру на входе в сепаратор, поскольку морская вода определяет низшую и фиксированную температуру.
Изобретение также облегчает техническое обслуживание системы, поскольку необходим только один сепаратор и поскольку отдельные сепараторы (см. Фиг.4) можно устранять и заменять отдельно. Благодаря упрощенной противопульсационной линии также обеспечивается более быстрое реагирование по сравнению с известным уровнем техники.
Число клапанов 14, 34, 30, 32, 28 показано для пояснения. Некоторые датчики не указаны, чтобы не перегружать данное описание подробностями. Специалисту в данной области техники будет понятна необходимость обеспечения соответствующих клапанов, датчиков и пр.
Охлаждение входного скважинного притока до температуры окружающей морской воды, обычно находящейся в пределах от -2°С до +4°С, обеспечивает гораздо более низкие значения температур нагнетания компрессора по сравнению с обеспечением входных температур скважинного притока газа выше температур образования гидрата, обычно равных от +30°С до +40°С. Максимальная рабочая температура нагнетания в компрессоре обычно составляет от +150°С до +200°С; и максимальная рабочая температура подводных отгрузочных трубопроводов обычно находится в пределах от +70°С до +120°С.Поэтому из-за более низкой температуры на впуске настоящее изобретение обеспечивает более высокое соотношение давлений в каждом компрессоре и поэтому большее повышение температуры в данном компрессоре. Изобретение также позволяет снизить объем охлаждения на выходе компрессора, требуемого для нагнетаемого газа из-за температурных ограничений для последующего оборудования и трубопроводов.
На Фиг.3 ингибированный в отношении образования гидратов и охлажденный скважинный приток проходит в систему сжатия по напорной линии 12 согласно вышеизложенному и проходит по системе, выполненной в соответствии с настоящим изобретением. На правой стороне Фиг.6 показано, что сжатый газ проходит через теплообменник (охладитель или его эквивалент) 40 для его охлаждения предпочтительно до температуры морской воды и через сужение 36, где температура газа понижается в еще большей степени за счет дросселирования в сужении; чем сильнее будет дросселирование, тем значительнее будет снижение температуры. Посредством затраты достаточной энергии сжатия с последующим соответствующим понижением давления температуру в газе можно понизить до требуемого уровня в целях необходимого регулирования точки росы при условии надлежащего удаления жидкости в скруббере 38 и для последующей подачи, например, в отгрузочную линию или в магистраль.
В системе согласно настоящему изобретению текучая среда скважинного притока проходит по напорной линии 12 из источника 10 (например, подводной опорной плиты) в сепаратор 16 с последующим сжатием компрессором 18, 18', 18'' перед отгрузкой (например, в магистраль, отгрузочную линию или в др. объект). Линия 24, 24', 24'' рециркуляции посредством текучей среды своим первым концом сообщается с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора 18, 18', 18'', а своим вторым концом - с газовым потоком в местоположении между сепаратором 16 и впускной стороной компрессора 18, 18', 18''. Линия рециркуляции может (например, при помощи клапана 32) регулируемым образом направлять некоторый объем текучей среды (за счет пульсации или рециркуляции) обратно в компрессор, и тем самым устранять необходимость в подаче текучей среды в сепаратор, поскольку рецикловый газ сухой из-за его отделения при температуре морской воды и из-за его нагревания во время рециркуляции.
При необходимости (согласно вышеизложенному) можно обеспечить сообщение посредством текучей среды охладителя 26, 26', 26'' с линией 24, 24', 24'' рециркуляции.
Для обеспечения необходимого охлаждения скважинного притока (температура которого равна температуре окружающей напорную линию морской воды или близка к ней) напорная линия 12 может иметь длину от 0,5 км до (например) 5 км. Кроме того, можно обеспечить сообщение посредством текучей среды охладителя 13 с напорной линией.
В одном варианте осуществления настоящего изобретения газовый поток после отделения в сепараторе 16 подается во множество соединенных параллельно компрессоров 18', 18''. Как показано на Фиг.4, каждый компрессор имеет отдельные линии 24', 24'' рециркуляции, посредством текучей среды своим соответствующим первым концом сообщающиеся с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора 18', 18'', а своим соответствующим вторым концом с потоком газа в местоположении между сепаратором 16 и впускной стороной соответствующего компрессора 18', 18''.
Согласно одному из вариантов осуществления настоящего изобретения можно обеспечить сообщение посредством текучей среды охладителя 40 с потоком сжатого газа в местоположении между точкой отвода линии 24 рециркуляции и отгрузочной линией и обеспечить сообщение посредством текучей среды сужения 36 со скруббером 38 с потоком сжатого газа между охладителем 40 и отгрузочной линией.
Согласно способу в соответствии с настоящим изобретением, когда ингибированная в отношении образования гидрата текучая среда скважинного притока по напорной линии 12 проходит в сепаратор 16 для последующего сжатия в компрессоре 18, 18', 18'' до отгрузки сжатого газа, то сжатую текучую среду за счет пульсации или рециркуляции подают обратно в местоположение между сепаратором 16 и впускной стороной компрессора 18, 18', 18''.
При необходимости сжатую текучую среду, подаваемую за счет пульсации или рециркуляции, подвергают теплообмену (охлаждению) до ее поступления в компрессор.
Согласно способу скважинный приток перед его поступлением в сепаратор 16 охлаждают до температуры, равной температуре морской воды вокруг напорной линии 12 или в пределах этой температуры.
После разделения в сепараторе газовый поток согласно одному из вариантов осуществления направляют во множество соединенных параллельно компрессоров 18', 18'', каждый из которых имеет отдельные линии 24', 24'' рециркуляции, посредством текучей среды своим соответствующим первым концом сообщающиеся с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора 18', 18'', а своим соответствующим вторым концом - с газовым потоком в местоположении между сепаратором 16 и впускной стороной соответствующего компрессора 18', 18''.
Согласно одному из вариантов осуществления способа поток сжатого газа охлаждают в местоположении между точкой отвода линии 24 рециркуляции и отгрузочной линией, и регулируют точку росы сжатого газа до его отгрузки при помощи сужения 36 со скруббером 38, который посредством текучей среды сообщается с потоком сжатого газа между охладителем 40 и отгрузочной линией.
Если температура trec рециклового газа, направляемого по линии 24, 24', 24'' рециркуляции, равна температуре tamb воды вокруг линии рециркуляции или близка к ней, то можно направить рецикловый газ в местоположение перед сепаратором 16, при этом также будет достигаться задача настоящего изобретения. Этот вариант осуществления показан на Фиг.5, 6 и 7, где линия 24, 24', 24'' рециркуляции посредством текучей среды сообщается своим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора 18, 18', 18'', а своим вторым концом - с напорной линией 12 скважинного притока перед сепаратором 16.
Фиг.5, 6 и 7 соответствуют Фиг.2, 3 и 4; отличие заключается только в местоположении, в котором подсоединен второй конец линии рециркуляции.
Чтобы trec была в пределах tamb, тем самым обеспечивая схему перемещения согласно Фиг.5, 6 и 7, для регулирования температуры trec может как вариант быть использован охладитель 26а, 26', 26''.
Перечень компонентов
10 - подводная опорная плита или манифольд (содержит прорези и средство введения ингибитора гидратов, например моноэтиленгликоль или метанол).
12 - напорная линия(и) (достаточно длинная для охлаждения скважинного притока или содержащая охладитель)
13 - охладитель (необязательный) скважинного притока
14 - клапан
16 - сепаратор
18 - компрессор
19 - корпус компрессора
20 - привод компрессора
22 - насос(ы)
23 - линия рециркуляции согласно известному уровню техники
24 - линия рециркуляции
25 - охладитель рециркуляции согласно известному уровню техники
26 - охладитель (необязательный) рециркуляции
28, 30, 32, 34 - клапаны
36 - сужение
38 - сепаратор
40 - охладитель.

Claims (23)

1. Система сжатия газа под водой, в которой скважинный приток текучей среды проходит по напорной линии (12) из резервуара (10) в сепаратор (16), причем текучая среда скважинного притока является ингибированной в отношении образования гидратов и имеет температуру в пределах температуры воды вокруг напорной линии для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре (18; 18', 18'') до отгрузки газа, при этом линия (24; 24', 24'') рециркуляции своим первым концом соединена с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора (18; 18', 18''), и вторым концом - с потоком газа в местоположении между сепаратором (16) и впускной стороной компрессора (18; 18', 18'').
2. Система сжатия газа под водой по п.1, которая также содержит охладитель (26; 26', 26''), имеющий возможность посредством текучей среды сообщения с линией рециркуляции.
3. Система сжатия газа под водой по п.1, в которой поток отделенного газа имеет возможность направления во множество соединенных параллельно компрессоров (18', 18''), причем каждый компрессор имеет отдельные линии (24', 24'') рециркуляции, имеющие возможность посредством текучей среды сообщения своим соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора (18', 18'') и своим соответствующим вторым концом - с потоком газа в местоположении между сепаратором (16) и впускной стороной соответствующего компрессора (18', 18'').
4. Система сжатия газа под водой, в которой скважинный приток текучей среды имеет возможность прохождения по напорной линии (12) из резервуара (10) в сепаратор (16), причем текучая среда скважинного притока является ингибированной в отношении образования гидратов и имеет температуру в пределах температуры воды вокруг напорной линии для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре (18; 18', 18'') до отгрузки газа, при этом линия (24; 24', 24'') рециркуляции своим первым концом соединена с потоком сжатого газа на выпускной стороне компрессора (18; 18', 18''), и своим вторым концом - со скважинным притоком в местоположении перед сепаратором (16).
5. Система сжатия газа под водой по п.4, которая также содержит охладитель (26а; 26а', 26а''), соединенный с линией рециркуляции, для регулирования температуры trec рециклового газа, за счет которого температура trec находится в пределах температуры tamb воды вокруг линий рециркуляции.
6. Система сжатия газа под водой по п.1 или 4, в которой напорная линия (12) имеет достаточную длину, чтобы обеспечивать охлаждение скважинного притока до температуры, равной температуре морской воды вокруг напорной линии (12), или близкой к этой температуре.
7. Система сжатия газа под водой по п.1 или 4, которая также содержит охладитель (13), имеющий возможность сообщения посредством текучей среды с напорной линией (12).
8. Система сжатия газа под водой по п.6, в которой напорная линия (12) имеет длину от 0,5 до 5 км.
9. Система сжатия газа под водой по п.4, в которой поток отделенного газа имеет возможность прохождения во множество соединенных параллельно компрессоров (18', 18''), причем каждый компрессор имеет отдельные линии (24', 24'') рециркуляции, соединенные их соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора (18', 18''), и соответствующим вторым концом - со скважинным притоком в местоположении перед сепаратором (16).
10. Система сжатия газа под водой по п.1 или 4, в которой охладитель (40) посредством текучей среды имеет возможность сообщения с потоком сжатого газа в местоположении между точкой отвода линии (24) рециркуляции и отгрузочной линией, при этом сужение (36) со скруббером (38) имеет возможность сообщения посредством текучей среды с потоком сжатого газа между сужением (36) и отгрузочной линией, в результате чего система имеет возможность регулирования сжатого газа до его отгрузки в отношении его точки росы.
11. Способ сжатия текучей среды скважинного притока под водой, согласно которому направляют ингибированную в отношении образования гидратов текучую среду скважинного притока с температурой в пределах температуры воды вокруг напорной линии по напорной линии (12) и в сепаратор (16) для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре (18; 18', 18'') до отгрузки сжатого газа, при этом сжатую текучую среду за счет пульсации или рециркуляции направляют обратно в местоположение между сепаратором (16) и впускной стороной компрессора (18; 18', 18'').
12. Способ по п.11, в котором направляют поток газа после его разделения во множество соединенных параллельно компрессоров (18', 18''), причем каждый компрессор имеет отдельные линии (24', 24'') рециркуляции, посредством текучей среды сообщенные своим соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора (18', 18''), и соответствующим вторым концом - с потоком сжатого газа в местоположении между сепаратором (16) и впускной стороной соответствующего компрессора (18', 18'').
13. Способ по п.11, в котором охлаждают поток сжатого газа в местоположении между точкой отвода линии (24) рециркуляции и отгрузочной линией, и регулируют точку росы сжатого газа до его отгрузки при помощи сужения (36) со скруббером (38), который посредством текучей среды сообщают с потоком сжатого газа между охладителем (40) и отгрузочной линией.
14. Способ сжатия текучей среды скважинного притока под водой, согласно которому направляют ингибированную в отношении образования гидрата текучую среду скважинного притока с температурой в пределах температуры воды вокруг напорной линии по напорной линии (12) и в сепаратор (16) для последующего сжатия потока отделенного газа в компрессоре (18; 18', 18'') до отгрузки сжатого газа, при этом сжатую текучую среду за счет пульсации или рециркуляции направляют обратно в местоположение перед сепаратором (16).
15. Способ по п.11 или 14, в котором осуществляют теплообмен сжатой текучей среды, подаваемой за счет пульсации или рециркуляции для регулирования температуры текучей среды.
16. Способ по п.15, в котором осуществляют теплообмен сжатой текучей среды, подаваемой за счет пульсации или рециркуляции для охлаждения текучей среды.
17. Способ по п.11 или 14, в котором охлаждают скважинный приток до температуры, равной температуре морской воды, окружающей напорную линию (12), или в пределах этой температуры до его подачи в сепаратор (16).
18. Способ по п.17, в котором охлаждают скважинный приток при помощи теплообменника, сообщенного посредством текучей среды с напорной линией (12).
19. Способ по п.17, в котором охлаждают скважинный приток при помощи напорной линии (12), длина которой составляет от 0,5 до 5 км.
20. Способ по п.14, в котором подают поток газа после его отделения во множество соединенных параллельно компрессоров (18', 18''), причем каждый компрессор имеет отдельные линии (24', 24'') рециркуляции, соединенные своим соответствующим первым концом с потоком сжатого газа на выпускной стороне соответствующего компрессора (18', 18''), и своим соответствующим вторым концом - со скважинным притоком в местоположении перед сепаратором (16).
21. Способ по п.14, в котором охлаждают поток сжатого газа в местоположении между точкой отвода линии (24) рециркуляции и отгрузочной линией, и регулируют точку росы сжатого газа до его отгрузки при помощи сужения (36) со скруббером (38) посредством текучей среды сообщенного с потоком сжатого газа между охладителем (40) и отгрузочной линией.
22. Способ по п.14, в котором регулируют температуру trec рециклового газа посредством охладителя (26а; 26а', 26а'') таким образом, чтобы температура trec находилась в пределах температуры tamb воды вокруг линии рециркуляции.
23. Способ по п.1 или 14, при котором скважинный приток текучей среды охлаждают посредством охладителя (13), соединенного по текучей среде с напорной линией (12).
RU2006107370/03A 2003-09-12 2004-09-09 Система и способ для сжатия газа под водой RU2341655C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20034055 2003-09-12
NO20034055A NO321304B1 (no) 2003-09-12 2003-09-12 Undervanns kompressorstasjon

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2006107370A RU2006107370A (ru) 2007-09-20
RU2341655C2 true RU2341655C2 (ru) 2008-12-20

Family

ID=29245030

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2006107370/03A RU2341655C2 (ru) 2003-09-12 2004-09-09 Система и способ для сжатия газа под водой

Country Status (7)

Country Link
US (1) US7819950B2 (ru)
AU (2) AU2004272938B2 (ru)
CA (1) CA2537779C (ru)
GB (1) GB2421531A (ru)
NO (2) NO321304B1 (ru)
RU (1) RU2341655C2 (ru)
WO (1) WO2005026497A1 (ru)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20180200669A1 (en) * 2011-07-01 2018-07-19 Statoil Petroleum As Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea

Families Citing this family (67)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US8075668B2 (en) 2005-03-29 2011-12-13 Dresser-Rand Company Drainage system for compressor separators
NO324110B1 (no) * 2005-07-05 2007-08-27 Aker Subsea As System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen.
NO327542B1 (no) * 2005-11-11 2009-08-10 Norsk Hydro Produksjon As Enhet for kondisjonering av en bronnstrom samt en undervannskompresjonsmodul.
FR2899288B1 (fr) * 2006-03-30 2008-06-13 Total Sa Procede et dispositif pour la compression d'un fluide multiphasique
NO326079B1 (no) 2006-07-07 2008-09-15 Shell Int Research Fremgangsmate for a behandle og separere en flerfaset bronnstromblanding.
NO326078B1 (no) 2006-07-07 2008-09-15 Shell Int Research Fluidseparasjonskar
NO325979B1 (no) * 2006-07-07 2008-08-25 Shell Int Research System og fremgangsmate for a kjole en flerfasebronnstrom
NO325930B1 (no) * 2006-07-07 2008-08-18 Shell Int Research Fremgangsmate for a bearbeide og separere en flerfaset bronnstromblanding
US8434998B2 (en) 2006-09-19 2013-05-07 Dresser-Rand Company Rotary separator drum seal
WO2008036394A2 (en) 2006-09-21 2008-03-27 Dresser-Rand Company Separator drum and compressor impeller assembly
EP2066949B1 (en) 2006-09-25 2013-08-28 Dresser-Rand Company Axially moveable spool connector
BRPI0718451A2 (pt) 2006-09-25 2013-11-26 Dresser Rand Co Defletor de fluido para dispositivos separadores de fluido
EP2066983B1 (en) 2006-09-25 2013-12-11 Dresser-Rand Company Compressor mounting system
BRPI0717571B1 (pt) 2006-09-25 2018-11-27 Dresser Rand Co carretel de conexão para conectar um invólucro do compressor com um invólucro do acionador de um sistema de compressão industrial
WO2008039734A2 (en) 2006-09-25 2008-04-03 Dresser-Rand Company Coupling guard system
EP2066422B1 (en) 2006-09-26 2012-06-27 Dresser-Rand Company Improved static fluid separator device
WO2009111616A2 (en) 2008-03-05 2009-09-11 Dresser-Rand Company Compressor assembly including separator and ejector pump
NO328277B1 (no) * 2008-04-21 2010-01-18 Statoil Asa Gasskompresjonssystem
US8062400B2 (en) 2008-06-25 2011-11-22 Dresser-Rand Company Dual body drum for rotary separators
US8079805B2 (en) 2008-06-25 2011-12-20 Dresser-Rand Company Rotary separator and shaft coupler for compressors
US7922218B2 (en) 2008-06-25 2011-04-12 Dresser-Rand Company Shear ring casing coupler device
NO330768B1 (no) 2008-08-15 2011-07-11 Aker Subsea As Anordning for utskilling og oppsamling av vaeske i gass fra et reservoar
WO2010080040A1 (en) * 2009-01-08 2010-07-15 Aker Subsea As A device for liquid treatment when compressing a well flow
EP2233745A1 (en) * 2009-03-10 2010-09-29 Siemens Aktiengesellschaft Drain liquid relief system for a subsea compressor and a method for draining the subsea compressor
US8210804B2 (en) 2009-03-20 2012-07-03 Dresser-Rand Company Slidable cover for casing access port
US8087901B2 (en) 2009-03-20 2012-01-03 Dresser-Rand Company Fluid channeling device for back-to-back compressors
US8061972B2 (en) 2009-03-24 2011-11-22 Dresser-Rand Company High pressure casing access cover
WO2010110676A2 (en) 2009-03-27 2010-09-30 Framo Engineering As Subsea cooler and method for cleaning the subsea cooler
GB2468920A (en) * 2009-03-27 2010-09-29 Framo Eng As Subsea cooler for cooling a fluid flowing in a subsea flow line
EP2478229B1 (en) 2009-09-15 2020-02-26 Dresser-Rand Company Improved density-based compact separator
BR112012012489B1 (pt) * 2009-11-25 2021-06-29 Exxonmobil Upstream Research Company Compressão centrífuga de gás úmido ou expansão com um supressor de golfadas e/ou atomizador
US9435185B2 (en) 2009-12-24 2016-09-06 Wright's Well Control Services, Llc Subsea technique for promoting fluid flow
NO331264B1 (no) * 2009-12-29 2011-11-14 Aker Subsea As System og fremgangsmåte for styring av en undersjøisk plassert kompressor, samt anvendelse av en optisk sensor dertil
BR112012020085B1 (pt) 2010-02-10 2020-12-01 Dresser-Rand Company aparelho de coleta para um separador e método de separação
US8663483B2 (en) 2010-07-15 2014-03-04 Dresser-Rand Company Radial vane pack for rotary separators
US8673159B2 (en) 2010-07-15 2014-03-18 Dresser-Rand Company Enhanced in-line rotary separator
US8657935B2 (en) 2010-07-20 2014-02-25 Dresser-Rand Company Combination of expansion and cooling to enhance separation
WO2012012143A2 (en) 2010-07-21 2012-01-26 Dresser-Rand Company Multiple modular in-line rotary separator bundle
WO2012033632A1 (en) 2010-09-09 2012-03-15 Dresser-Rand Company Flush-enabled controlled flow drain
US8994237B2 (en) 2010-12-30 2015-03-31 Dresser-Rand Company Method for on-line detection of liquid and potential for the occurrence of resistance to ground faults in active magnetic bearing systems
WO2013109235A2 (en) 2010-12-30 2013-07-25 Dresser-Rand Company Method for on-line detection of resistance-to-ground faults in active magnetic bearing systems
US9551349B2 (en) 2011-04-08 2017-01-24 Dresser-Rand Company Circulating dielectric oil cooling system for canned bearings and canned electronics
US8876389B2 (en) 2011-05-27 2014-11-04 Dresser-Rand Company Segmented coast-down bearing for magnetic bearing systems
NO334554B1 (no) * 2011-06-01 2014-04-07 Vetco Gray Scandinavia As Undersjøisk kompresjonssystem for trykkøkning av brønnstrøm
NO335032B1 (no) 2011-06-01 2014-08-25 Vetco Gray Scandinavia As Undersjøisk kompresjonssystem med pumpe drevet av komprimert gass
US8851756B2 (en) 2011-06-29 2014-10-07 Dresser-Rand Company Whirl inhibiting coast-down bearing for magnetic bearing systems
DE102011088986A1 (de) * 2011-12-19 2013-06-20 Siemens Aktiengesellschaft Vorrichtung und Verfahren zum Verarbeiten eines Gemisches aus Gas, Öl und Wasser
NO334830B1 (no) * 2012-06-27 2014-06-10 Vetco Gray Scandinavia As Anordning og fremgangsmåte for drift av et undersjøisk kompresjonssystem i en brønnstrøm
GB2504695B (en) 2012-08-06 2018-05-30 Statoil Petroleum As Subsea processing
NO337108B1 (no) * 2012-08-14 2016-01-25 Aker Subsea As Flerfase trykkforsterkningspumpe
CA2891850C (en) * 2012-11-26 2021-03-30 Statoil Petroleum As Combined dehydration of gas and inhibition of liquid from a well stream
US9879663B2 (en) * 2013-03-01 2018-01-30 Advanced Cooling Technologies, Inc. Multi-phase pump system and method of pumping a two-phase fluid stream
NO337623B1 (no) * 2013-03-26 2016-05-09 Fmc Kongsberg Subsea As Separasjonssystem som benytter varme ved kompresjon
WO2015018945A2 (en) 2013-08-09 2015-02-12 Linde Aktiengesellschaft Subsea well stream treatment
US20160003558A1 (en) * 2014-07-03 2016-01-07 General Electric Company Fluid processing system, heat exchange sub-system, and an associated method thereof
NO338575B1 (no) * 2014-09-16 2016-09-05 Fmc Kongsberg Subsea As System for pumping av et fluid og fremgangsmåte for dens drift.
NO338576B1 (no) 2014-09-16 2016-09-05 Fmc Kongsberg Subsea As System for pumping av et fluid og fremgangsmåte for dens drift.
US10578128B2 (en) * 2014-09-18 2020-03-03 General Electric Company Fluid processing system
EP3201471B1 (en) * 2014-10-03 2020-11-25 Nuovo Pignone S.r.l. Method of monitoring the status of a turbomachine having a casing wherein liquid may accumulate, arrangement and turbomachine
CN104819897B (zh) * 2015-04-28 2018-03-30 中山大学 一种高压环境下溶液注入循环系统
CN105299469B (zh) * 2015-11-03 2018-01-26 中国海洋石油集团有限公司 海上勘探开发作业含油混合液回收再利用方法
CN106782002B (zh) * 2015-11-25 2019-10-11 中国石油天然气股份有限公司 采气培训系统
GB2558662B (en) * 2017-01-17 2021-11-24 Equinor Energy As Gas compressor cleaning
GB201705517D0 (en) * 2017-04-05 2017-05-17 Statoil Petroleum As Fluid flow conditioning
NO344474B1 (en) 2018-06-25 2020-01-13 Fmc Kongsberg Subsea As Subsea compression system and method
NO20200357A1 (en) * 2020-03-26 2021-09-27 Fmc Kongsberg Subsea As Method and subsea system for phased installation of compressor trains
NO346741B1 (en) * 2020-04-15 2022-12-12 Vetco Gray Scandinavia As A scalable modular fluid separation system

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3292846A (en) * 1964-03-30 1966-12-20 Phillips Petroleum Co Centrifugal compressor operation
US3384169A (en) * 1966-05-17 1968-05-21 Mobil Oil Corp Underwater low temperature separation unit
US3643736A (en) * 1968-06-27 1972-02-22 Mobil Oil Corp Subsea production station
US4112687A (en) * 1975-09-16 1978-09-12 William Paul Dixon Power source for subsea oil wells
CA1062607A (en) * 1975-10-09 1979-09-18 Black, Sivalls And Bryson Packaged gas stream hydrocarbon dewpoint control apparatus
US4116821A (en) * 1976-07-28 1978-09-26 Mobil Oil Corporation Method and apparatus for processing a petroleum production stream
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
NO172555C (no) * 1989-01-06 1993-08-04 Kvaerner Subsea Contracting As Undervannsstasjon for behandling og transport av en broennstroem
US4921399A (en) * 1989-02-03 1990-05-01 Phillips Petroleum Company Gas pipeline temperature control
US5031411A (en) * 1990-04-26 1991-07-16 Dec International, Inc. Efficient dehumidification system
BR9003370A (pt) * 1990-07-13 1992-01-21 Petroleo Brasileiro Sa Sistema de producao de oleo e gas em aguas profundas
NO172075C (no) * 1991-02-08 1993-06-02 Kvaerner Rosenberg As Kvaerner Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem
NO172076C (no) * 1991-02-08 1993-06-02 Kvaerner Rosenberg As Kvaerner Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem
NO962776A (no) 1996-07-01 1997-12-08 Statoil Asa Fremgangsmåte og anlegg for flytendegjøring/kondisjonering av en komprimert gass/hydrokarbonstrøm utvunnet fra en petroleumforekomst
RU2171132C2 (ru) 1999-03-01 2001-07-27 Уренгойское производственное объединение им. С.А. Оруджева "Уренгойгазпром" Способ подготовки углеводородного газа к транспорту
GB0008300D0 (en) 2000-04-05 2000-05-24 Ingen Process Limited Method and apparatus
US6502635B1 (en) * 2001-06-20 2003-01-07 Chevron U.S.A. Inc. Sub-sea membrane separation system with temperature control
GB0124614D0 (en) 2001-10-12 2001-12-05 Alpha Thames Ltd Multiphase fluid conveyance system
US6672387B2 (en) * 2002-06-03 2004-01-06 Conocophillips Company Oil and gas production with downhole separation and reinjection of gas

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20180200669A1 (en) * 2011-07-01 2018-07-19 Statoil Petroleum As Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea
US10786780B2 (en) * 2011-07-01 2020-09-29 Equinor Energy As Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea

Also Published As

Publication number Publication date
RU2006107370A (ru) 2007-09-20
AU2009202054B2 (en) 2012-05-10
AU2004272938A1 (en) 2005-03-24
AU2009202054A1 (en) 2009-06-11
AU2004272938B2 (en) 2009-03-26
NO20034055L (no) 2005-03-14
NO20091914L (no) 2005-03-14
NO321304B1 (no) 2006-04-24
GB0604206D0 (en) 2006-04-12
CA2537779C (en) 2010-03-23
US20070029091A1 (en) 2007-02-08
WO2005026497A1 (en) 2005-03-24
US7819950B2 (en) 2010-10-26
CA2537779A1 (en) 2005-03-24
NO20034055D0 (no) 2003-09-12
GB2421531A (en) 2006-06-28

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2341655C2 (ru) Система и способ для сжатия газа под водой
US8033336B2 (en) Undersea well product transport
AU2010229458B2 (en) Subsea system with subsea cooler and method for cleaning the subsea cooler
RU2417338C2 (ru) Способ транспортировки текучих сред, тепловой насос и рабочая текучая среда для теплового насоса
AU2008281777B2 (en) Method and apparatus for cooling a gaseous hydrocarbon stream
AU2006323327A1 (en) All electric subsea boosting system
US9303498B2 (en) Subsea compression
NO346560B1 (en) System and method for offshore hydrocarbon Processing
US20230340863A1 (en) Wellhead Boosting Apparatus and System
EP3548695B1 (en) Regulating the temperature of a subsea process flow
GB2433759A (en) Subsea compression system and method
AU2013274971B2 (en) Using wellstream heat exchanger for flow assurance
AU2013274973B2 (en) Heat exchange from compressed gas
Birkeland et al. An Efficient Wellstream Booster Solution for Deep and Ultra Deep Water Oil Fields
WO2005095844A1 (en) Method and apparatus for transporting fluids
Boschee Compression moves from topsides to seabed in North Sea
Ronalds et al. Subsea and Platform Options for Satellite Field Developments

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20160910