RU2416712C2 - Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида - Google Patents

Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида Download PDF

Info

Publication number
RU2416712C2
RU2416712C2 RU2008143702/03A RU2008143702A RU2416712C2 RU 2416712 C2 RU2416712 C2 RU 2416712C2 RU 2008143702/03 A RU2008143702/03 A RU 2008143702/03A RU 2008143702 A RU2008143702 A RU 2008143702A RU 2416712 C2 RU2416712 C2 RU 2416712C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
jumper
connecting pipe
fluid
docking
Prior art date
Application number
RU2008143702/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2008143702A (ru
Inventor
Питер Ф. ЛОСАН (US)
Питер Ф. ЛОСАН
Original Assignee
Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
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
Application filed by Бейкер Хьюз Инкорпорейтед filed Critical Бейкер Хьюз Инкорпорейтед
Publication of RU2008143702A publication Critical patent/RU2008143702A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2416712C2 publication Critical patent/RU2416712C2/ru

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121—Lifting well fluids
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D1/00—Radial-flow pumps, e.g. centrifugal pumps; Helico-centrifugal pumps
    • F04D1/06—Multi-stage pumps

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Connector Housings Or Holding Contact Members (AREA)
  • Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)

Abstract

Группа изобретений относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к подводным системам эксплуатации скважин. Устройство содержит насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую соединители на входном и выходном концах для обеспечения соединения между первым и вторым стыковочными элементами, погружную насосную установку, размещенную внутри трубопроводной перемычки и имеющую впускное отверстие для приема флюида, проходящего от первого стыковочного элемента, и выпускное отверстие для подачи флюида ко второму стыковочному элементу. Насосная перемычка выполнена с возможностью извлечения вместе с находящейся внутри нее насосной установкой из первого и второго стыковочных элементов. Повышается производительность добычи флюида, повышается надежность. 3 н. и 10 з.п. ф-лы, 4 ил.

Description

В целом, настоящее изобретение относится к подводным системам эксплуатации скважин и, в частности, к соединительным трубопроводным перемычкам, соединяющим несколько подводных фонтанных арматур с манифольдом.
Для настоящей заявки испрашивается приоритет предварительной заявки US 60/789,821, поданной 6 апреля 2006 г., содержание которой также полностью включено в настоящее описание посредством данной ссылки.
Морские скважины добычи углеводородов могут быть расположены на глубинах в тысячи футов. Некоторые скважины обладают недостаточным внутренним давлением для того, чтобы скважинный флюид (текучая среда) достиг морского дна и от морского дна вышел на поверхность к плавающему нефтедобывающему судну на поверхности. Существуют различные предложения, хотя пока и не получившие широкого применения, по установке на дне дополнительных нагнетательных насосов для увеличения давления скважинного флюида.
В US 7150325 раскрывается размещение погружного ротационного насоса в кессоне на морском дне. У кессона имеется впускной патрубок, соединенный с одним блоком добывающего оборудования, например подводной фонтанной арматурой, и выпускной патрубок, ведущий к другому блоку добывающего оборудования, например манифольду. Насосная установка помещена внутри модуля в кессоне таким образом, что модуль, вместе с расположенным внутри него насосом, может быть установлен в кессон и извлечен оттуда посредством подъемного каната. Подобное решение имеет свои преимущества, однако требует построения кессона или использования заброшенной скважины.
Соединительные трубопроводные перемычки обычно используются для соединения между собой различных блоков подводного добывающего оборудования. Такая соединительная трубопроводная перемычка представляет собой трубу, имеющую по концам соединители для подсоединения к впускным и выпускным патрубкам блоков добывающего оборудования. Известна установка соединительной трубопроводной перемычки посредством спуска ее с судна на подъемном канате и использования дистанционно управляемого манипулятора (ROV- от англ. "remote operated vehicle") для выполнения соединений. Соединительные трубопроводные перемычки могут иметь П-образные компенсационные соединения с соединителями на нисходящих ветвях для заводки в стыковочные элементы (гнезда) блоков добывающего оборудования. Как правило, соединительная трубопроводная перемычка представляет собой просто соединительную трубу и не содержит дополнительных компонентов для повышения производительности добычи.
Система подводной добычи, предложенная в настоящем изобретении, включает насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую на входном и выходном концах соединители для соединения между первым и вторым стыковочными элементами блоков добывающего оборудования на морском дне. Один из стыковочных элементов может быть расположен на подводной структуре (конструкции), например фонтанной арматуре, а другой - на другой подводной структуре, например манифольде. В другом варианте, стыковочные элементы могут находиться на одной и той же подводной структуре, например основании, расположенном между двумя подводными структурами. Погружная насосная установка размещается внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки перед монтажом соединительной трубопроводной перемычки. Насосная соединительная трубопроводная перемычка с находящейся внутри насосной установкой погружается на подъемном канате и соединяется с первым и вторым стыковочными элементами.
В общем, в настоящем изобретении предлагается подводное устройство для перекачки флюида от одного стыковочного элемента ко второму стыковочному элементу системы подводной добычи, содержащее
насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую соединители на входном и выходном концах для обеспечения соединения между первым и вторым стыковочными элементами,
погружную насосную установку, размещенную внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки и имеющую впускное отверстие для приема флюида, проходящего от первого стыковочного элемента, и выпускное отверстие для подачи флюида ко второму стыковочному элементу,
причем насосная соединительная трубопроводная перемычка выполнена с возможностью извлечения вместе с находящейся внутри нее насосной установкой из первого и второго стыковочных элементов.
В частном варианте, часть насосной соединительной трубопроводной перемычки, содержащая насосную установку, наклонена так, что ее входной конец расположен на более низком уровне, чем ее выходной конец. В варианте осуществления, внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки перед насосной установкой может быть установлен газосепаратор для отделения газа на входе в насосную установку.
В предпочтительном варианте осуществления, насосная установка содержит электродвигатель, который приводит в действие ротационный насос, например центробежный насос или винтовой насос. В предпочтительном варианте, двигатель располагается перед насосом с тем, чтобы скважинный флюид, протекающий в соединительную перемычку, обтекал двигатель, прежде чем попасть в насос.
В еще одном предпочтительном варианте осуществления, насосная соединительная трубопроводная перемычка имеет в основном прямую промежуточную секцию, в которой расположена насосная установка. Секция в виде перевернутой U (П-образной формы) расположена с каждого конца промежуточной секции и содержит восходящую ветвь и нисходящую ветвь. Соединители на соединительной трубопроводной перемычке помещаются на нисходящих ветвях.
В настоящем изобретении также предлагается подводное устройство для перекачки флюида от первого ко второму стыковочным элементам системы подводной добычи на морском дне, содержащее
насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую в основном прямую промежуточную часть и две концевые части, каждая из которых снабжена соединителем для обеспечения соединения между первым и вторым стыковочными элементами,
погружную насосную установку, имеющую состыкованные электродвигатель и ротационный насос, установленные в промежуточной части насосной соединительной трубопроводной перемычки с образованием кольцевого пространства для протекания флюида из первого стыковочного элемента вокруг двигателя во впускное отверстие насоса, а выпускное отверстие насоса отделено от впускного отверстия изолирующим барьером и ведет ко второму стыковочному элементу,
причем упомянутые соединители насосной соединительной трубопроводной перемычки имеют дистанционное управление для обеспечения установки и извлечения на канате насосной соединительной трубопроводной перемычки вместе с находящейся внутри нее насосной установкой.
В частном варианте промежуточная часть насосной соединительной трубопроводной перемычки наклонена так, чтобы выпуск насоса находился выше впускного отверстия насоса.
В изобретении также предлагается способ перекачки флюида от первого стыковочного элемента ко второму стыковочному элементу расположенной на морском дне системы подводной добычи, включающий следующие шаги:
а) размещение погружной насосной установки внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки, затем,
б) спуск насосной соединительной трубопроводной перемычки на канате для стыковки с первым и вторым стыковочными элементами, и соединение концов насосной соединительной трубопроводной перемычки с первым и вторым стыковочными элементами, затем,
в) приведение в действие насосной установки и перекачка флюида от первого стыковочного элемента через насосную установку ко второму стыковочному элементу.
В частном варианте осуществления на шаге (б) обеспечивают наклон части насосной соединительной трубопроводной перемычки, содержащей насосную установку, так, что при соединении с первым и вторым стыковочными элементами, впускное отверстие насосной установки находится на более низком уровне, чем выпускное.
В другом частном варианте на шаге (а) дополнительно осуществляют размещение газосепаратора внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки выше по потоку относительно насосной установки, и
на шаге (в) осуществляют отделение газа посредством газосепаратора перед вводом в насосную установку, выведение отделенного газа во внутреннее пространство насосной соединительной трубопроводной перемычки и передачу потока выведенного газа из внутреннего пространства насосной соединительной трубопроводной перемычки наружу.
Ниже изобретение более подробно рассмотрено со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
на фиг.1 схематически представлен вид сбоку, иллюстрирующий часть системы подводной добычи;
на фиг.2 представлен вид сверху варианта осуществления, показанного на фиг.1;
на фиг.3А и 3Б представлен схематичный увеличенный вид части соединительной трубопроводной перемычки, показанной на фиг.1 и 2, а также погружная электронасосная установка.
На фиг.1 схематически представлен блок 11 подводного добывающего оборудования (устьевое оборудование), расположенный на верхнем конце скважины и имеющий оборудование для контроля давления, обеспечивающее контроль выхода скважинного флюида из скважины. Такое оборудование для контроля давления включает различную арматуру, обычно гидравлически управляемую, а также другие средства, такие как регулируемые дроссели для контроля обратного давления потока скважинного флюида. Устьевое оборудование 11 имеет эксплуатационный стыковочный элемент или выпускной патрубок 13 с повернутым вверх торцом (в этом примере). Устьевое оборудование 11 размещается на морском дне и управляется дистанционно.
Как показано на фиг.2, также имеется другой блок устьевого оборудования 15, которое может быть идентично оборудованию 11 и размещено на морском дне на расстоянии от него сверху другой скважины. Устьевое оборудование 15 имеет стыковочный элемент или выпускной патрубок 17, также в этом примере с отходящей вверх концевой частью. Устьевое оборудование 11 и 15 доставляет скважинный флюид к блоку эксплуатационного оборудования, такому как манифольд 19, размещенный на некотором расстоянии от скважинного оборудования 11 и 15. Манифольд 19 имеет раздельные стыковочные элементы или впускные патрубки 21, 23, предназначенные для приема флюида от скважинного оборудования 11 и 15 и также имеющие повернутые вверх торцы. Следует понимать, что выпускные патрубки 13, 17 и впускные патрубки 21, 23 альтернативно могут проходить горизонтально, а не вверх. Манифольд 19, который обычно собирает флюид от другого подводного устьевого оборудования (не показано), смешивает потоки и выпускает поток чрез единственный выпускной канал 25. Выпускной канал 25 ведет к оборудованию для обработки флюида, которое, в частности, может представлять собой плавучее нефтедобычное судно или подводное оборудование для обработки флюида.
Соединительная трубопроводная перемычка 27 присоединяет устьевое оборудование 11 к манифольду 19. Длина соединительной трубопроводной перемычки 27 выбрана в соответствии с расстоянием между устьевым оборудованием 11, 15 и манифольдом 19. Каждая соединительная трубопроводная перемычка 27 имеет входную (вышерасположенную по потоку) концевую часть 29 и выходную (нижерасположенную по потоку) концевую часть 31. В данном примере обе концевые части 29, 31 имеют восходящие ветви, повернутые торцами вверх. На каждой концевой части 29, 31 закреплен соединитель 33 для присоединения к выходному патрубку 13, 17 или входному патрубку 21, 23. В предпочтительном варианте, соединители 33 могут представлять собой соединители, гидравлически активируемые дистанционно управляемым манипулятором (ROV).
В данном примере соединительная трубопроводная перемычка 27 имеет прямой, по существу горизонтальный, участок или секцию 35, присоединенную между двумя компенсационными соединениями или секциями П-образной формы, с образованием указанными секциями в целом М-образной формы. Альтернативно, П-образные секции на концах могут быть исключены, а соединительная трубопроводная перемычка 27 с загнутыми концами может в целом образовывать не М-образную, а П-образную конфигурацию.
Каждая соединительная трубопроводная перемычка 27 содержит насосную установку, которая в данном случае представляет собой погружной электронасос (ПЭН) 37. ПЭН 37 поднимает давление флюида, проходящего в соединительную трубопроводную перемычку 27 от устьевого оборудования 11, и подает флюид в манифольд 19. Аналогичный ПЭН 37 поднимает давление флюида, проходящего в соединительную трубопроводную перемычку 27 от устьевого оборудования 15 в манифольд 19.
Как показано на фиг.3А, ПЭН 37 включает в себя электродвигатель 41, который обычно представляет собой трехфазный двигатель переменного тока. Двигатель 41 заполнен диэлектрической текучей средой для смазки и охлаждения. С двигателем 41 соединена секция 43 уплотнения для герметизации смазки внутри двигателя 41 и выравнивания разницы между давлением смазки и давлением скважинного флюида внутри соединительной перемычки 27.
Используемый в качестве дополнительного оборудования газосепаратор 45 соединен с секцией 43 уплотнения и имеет впускное отверстие 47 для приема скважинного флюида, втекающего в соединительную трубопроводную перемычку 27. Газосепаратор 45 может использоваться в тех случаях, когда скважина выдает вместе с жидкостью большое количество газа, что может затруднить работу ПЭН 37. В предпочтительном варианте, газосепаратор 45 содержит внутри барабанный или вихревой сепаратор, который отделяет жидкость от газа и выпускает газ через отводное отверстие 49 в трубопроводах внутри соединительной трубопроводной перемычки 27.
Газосепаратор 45 соединен с центробежным насосом 51. Центробежный насос 51 имеет большое число ступеней, каждая из которых содержит крыльчатку и диффузор. Двигатель 41 вращает крыльчатку, заставляя флюид протекать от газосепаратора 45 или впуска насоса в насос 51 и из насоса в отводящую трубу 53. Давление на выходе изолировано от давления на входе. В данном варианте осуществления, изолирование обеспечено отводящей трубой 53, которая проходит герметично во фланец или крышку 55. Фланец 55 прикреплен болтами к торцу прямой секции 35 соединительной трубопроводной перемычки. В данном примере выходная концевая часть 31 соединительной трубопроводной перемычки прикреплена болтами к фланцу 55. Могут быть использованы и другие устройства для разделения давления на выходе от давления на входе.
Газоотводная труба 59 выходит из фланца 55 для отведения от соединительной перемычки 27 отделенного газа. Газоотводная труба 59 может быть соединена, например, с манифольдом 19 (фиг.1), откуда газ может быть отведен для дальнейшей обработки или инжекции обратно в одну из скважин.
В данном варианте осуществления, к двигателю 41 проходит силовой кабель 61, имеющий наконечник, уплотненный в фланце 55 и проходящий через него. Силовой кабель 61 подключается к источнику электроснабжения, желательно подводному, такому как, штепсельный разъем "мокрого соединения", размещаемый на манифольде 19 или другом подводном оборудовании. При эксплуатации или извлечении соединительной трубопроводной перемычки 27, для присоединения или отсоединения такого штепсельного разъема, размещаемого на манифольде 19, может использоваться ROV. Если используется несколько соединительных перемычек 27 и ПЭН 37, манифольд 19 и другое подводное оборудование могут быть снабжены системой распределения питания.
В предпочтительном варианте, проведение кабеля 62 через фланец 55 обеспечивается "сухой" системой, которая устанавливается и отсоединяется, когда соединительная трубопроводная перемычка 27 размещена на платформе, а не под водой. В частном варианте прямая секция 35 соединительной трубопроводной перемычки 27 может быть наклонена на несколько градусов по отношению к горизонтали, как это показано углом α на фиг.1.
В процессе работы ПЭН 37 будет установлен внутри соединительной трубопроводной перемычки 27 на судне. После этого вся сборка опускается в море на подъемном канате или траверсе. Посредством ROV 29 концевые части 29, 31 соединительной трубопроводной перемычки 27 опускаются на выпускной патрубок 13 устьевого оборудования 11 и впускной патрубок 21 манифольда. Гидравлические соединители 33 активируются для завершения соединений. Аналогичная процедура осуществляется и для подсоединения другой соединительной трубопроводной перемычки 27 между устьевым оборудованием 15 и впускным патрубком 23 манифольда.
Когда устьевое оборудование 11, 15 функционирует на добычу, скважинный флюид входит в каждую соединительную трубопроводную перемычку 27 и ПЭН 37 в каждой из них поднимает давление флюида и выпускает его в манифольд 19. Если используется газосепаратор 45, в нем производится отделение газа перед подачей скважинного флюида в насос 51. Отдельные ПЭН 37 в каждой соединительной трубопроводной перемычке 27 могут быть выполнены с обеспечением разного давления для оптимизации производительности каждого из устьевого оборудования 11, 15. Также скорость каждого ПЭН может индивидуально регулироваться для обеспечения необходимого соотношения производительности каждого из блоков устьевого оборудования 11, 15.
Для обслуживания или ремонта вся соединительная трубопроводная перемычка 27 отделяется от выпускного патрубка 13 и впускного патрубка 21, и сборка поднимается на поверхность на подъемном канате. Находящийся внутри ПЭН 37 может быть легко извлечен из соединительной перемычки 27 на судне на поверхности для обслуживания или замены.
Настоящее изобретение обладает существенными преимуществами. Насосная установка может быть извлечена для ремонта или замены путем использования подъемного каната и дистанционно-управляемого манипулятора для извлечения целиком соединительной перемычки. Газосепаратор может быть установлен либо в той же соединительной трубопроводной перемычке, либо в отдельной.
В то время как изобретение было проиллюстрировано только в одной его форме, для специалистов должно быть очевидно, что оно не сводится только к этой форме, а допускает различные изменения в пределах области притязаний изобретения.

Claims (13)

1. Подводное устройство для перекачки флюида от одного стыковочного элемента ко второму стыковочному элементу системы подводной добычи, содержащее
насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую соединители на входном и выходном концах для обеспечения соединения между первым и вторым стыковочными элементами,
погружную насосную установку, размещенную внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки и имеющую впускное отверстие для приема флюида, проходящего от первого стыковочного элемента, и выпускное отверстие для подачи флюида ко второму стыковочному элементу,
причем насосная соединительная трубопроводная перемычка выполнена с возможностью извлечения вместе с находящейся внутри нее насосной установкой из первого и второго стыковочных элементов.
2. Устройство по п.1, в котором часть насосной соединительной трубопроводной перемычки, содержащая насосную установку, наклонена внутри так, что входной конец находится на более низком уровне, чем выходной конец.
3. Устройство по п.1, в котором насосная установка дополнительно содержит
газосепаратор, размещенный внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки на входе насосной установки для отделения газа и отвода отделенного газа во внутреннее пространство насосной соединительной трубопроводной перемычки, и
газоотводную трубу, отходящую от насосной соединительной трубопроводной перемычки.
4. Устройство по п.1, в котором насосная установка содержит электродвигатель для привода ротационного насоса.
5. Устройство по п.1, в котором насосная установка содержит электродвигатель и центробежный насос.
6. Устройство по п.5, в котором двигатель расположен выше по потоку относительно насоса с возможностью обтекания скважинным флюидом, поступающим в соединительную трубопроводную перемычку перед тем, как этот флюид попадет в насос.
7. Устройство по п.1, в котором насосная соединительная трубопроводная перемычка содержит,
в основном, прямую промежуточную секцию, в которой помещена насосная установка,
секцию, в основном, П-образной формы, расположенную на каждом конце промежуточной секции и имеющую восходящую ветвь и нисходящую ветвь, и
соединители на входном и выходном концах соединительной трубопроводной перемычки, расположенные на нисходящих ветвях.
8. Подводное устройство для перекачки флюида от первого ко второму стыковочным элементам системы подводной добычи на морском дне, содержащее
насосную соединительную трубопроводную перемычку, имеющую, в основном, прямую промежуточную часть и две концевые части, каждая из которых снабжена соединителем для обеспечения соединения между первым и вторым стыковочными элементами,
погружную насосную установку, имеющую состыкованные электродвигатель и ротационный насос, установленные в промежуточной части насосной соединительной трубопроводной перемычки с образованием кольцевого пространства для протекания флюида из первого стыковочного элемента вокруг двигателя во впускное отверстие насоса, а выпускное отверстие насоса отделено от впускного отверстия изолирующим барьером и ведет ко второму стыковочному элементу, причем упомянутые соединители насосной соединительной трубопроводной перемычки имеют дистанционное управление для обеспечения установки и извлечения на канате насосной соединительной трубопроводной перемычки вместе с находящейся внутри нее насосной установкой.
9. Устройство по п.8, в котором промежуточная часть насосной соединительной трубопроводной перемычки наклонена так, чтобы выпуск насоса находился выше впускного отверстия насоса.
10. Устройство по п.8, в котором каждая из концевых частей насосной соединительной трубопроводной перемычки содержит
секцию, в основном, П-образной формы, имеющую восходящую ветвь и нисходящую ветвь, и
соединители, расположенные на нисходящих ветвях.
11. Способ перекачки флюида от первого стыковочного элемента ко второму стыковочному элементу расположенной на морском дне системы подводной добычи, включающий следующие шаги:
а) размещение погружной насосной установки внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки, затем,
б) спуск насосной соединительной трубопроводной перемычки на канате для стыковки с первым и вторым стыковочными элементами, и соединение концов насосной соединительной трубопроводной перемычки с первым и вторым стыковочными элементами, затем,
в) приведение в действие насосной установки и перекачка флюида от первого стыковочного элемента через насосную установку ко второму стыковочному элементу.
12. Способ по п.11, в котором на шаге (б) обеспечивают наклон части насосной соединительной трубопроводной перемычки, содержащей насосную установку, так, что при соединении с первым и вторым стыковочными элементами, впускное отверстие насосной установки находится на более низком уровне, чем выпускное.
13. Способ по п.11, в котором:
на шаге (а) дополнительно осуществляют размещение газосепаратора внутри насосной соединительной трубопроводной перемычки выше по потоку относительно насосной установки, и
на шаге (в) осуществляют отделение газа посредством газосепаратора перед вводом в насосную установку, выведение отделенного газа во внутреннее пространство насосной соединительной трубопроводной перемычки и передачу потока выведенного газа из внутреннего пространства насосной соединительной трубопроводной перемычки наружу.
RU2008143702/03A 2006-04-06 2007-04-05 Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида RU2416712C2 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US78982106P 2006-04-06 2006-04-06
US60/789,821 2006-04-06

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2008143702A RU2008143702A (ru) 2010-05-20
RU2416712C2 true RU2416712C2 (ru) 2011-04-20

Family

ID=38329567

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008143702/03A RU2416712C2 (ru) 2006-04-06 2007-04-05 Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида

Country Status (6)

Country Link
US (1) US7565932B2 (ru)
AU (1) AU2007234781B2 (ru)
GB (2) GB2481932B (ru)
NO (1) NO343992B1 (ru)
RU (1) RU2416712C2 (ru)
WO (1) WO2007118170A1 (ru)

Families Citing this family (33)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7219740B2 (en) * 2004-11-22 2007-05-22 Energy Equipment Corporation Well production and multi-purpose intervention access hub
EP1945902B1 (en) * 2005-09-19 2009-07-15 Bp Exploration Operating Company Limited Device for controlling slugging
WO2009036034A1 (en) 2007-09-10 2009-03-19 Baker Hughes Incorporated Hermetically sealed motor lead tube
US8961153B2 (en) 2008-02-29 2015-02-24 Schlumberger Technology Corporation Subsea injection system
CA2663988C (en) * 2008-04-24 2012-10-23 Baker Hughes Incorporated Pothead for use in highly severe conditions
US8083501B2 (en) * 2008-11-10 2011-12-27 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system including a skid with wet matable electrical and hydraulic connections
US8500419B2 (en) * 2008-11-10 2013-08-06 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system with interchangable pumping units
US8382457B2 (en) 2008-11-10 2013-02-26 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system
US9157302B2 (en) * 2008-12-19 2015-10-13 Schlumberger Technology Corporation Method for providing rotational power in a subsea environment
CN102482931B (zh) * 2009-09-25 2014-10-22 阿克海底公司 生产管汇配件
US20130037272A1 (en) * 2009-12-10 2013-02-14 Bruce A Dale Method and system for well access to subterranean formations
US8235121B2 (en) * 2009-12-16 2012-08-07 Dril-Quip, Inc. Subsea control jumper module
US9109430B2 (en) * 2010-06-30 2015-08-18 Ruth C. Ibanez Blow-out preventer, and oil spill recovery management system
US9850729B2 (en) 2010-06-30 2017-12-26 Ruth IBANEZ Blow-out preventer, and oil spill recovery management system
NO334268B1 (no) 2011-04-15 2014-01-27 Apply Nemo As En undersjøisk kjøleanordning
US9291036B2 (en) * 2011-06-06 2016-03-22 Reel Power Licensing Corp. Method for increasing subsea accumulator volume
RU2613646C1 (ru) * 2012-02-28 2017-03-21 Флуор Текнолоджиз Корпорейшн Системы и способы повышения давления жидкостей сепаратора углеводородный газ - жидкость с применением одного или более насосов на морском дне
US10371154B2 (en) * 2012-07-25 2019-08-06 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus, system and method for pumping gaseous fluid
AU2014275020B2 (en) * 2013-06-06 2017-04-27 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Jumper line configurations for hydrate inhibition
FR3011591A1 (fr) * 2013-10-03 2015-04-10 Bardot Group Module autonome d'acceleration ou de pressurisation d'un fluide en immersion
FR3013698B1 (fr) * 2013-11-22 2018-04-20 Bardot Group Module de desalinisation d'eau salee et module d'acceleration et//ou de pressurisation d'eau douce associe
WO2015049476A1 (fr) * 2013-10-03 2015-04-09 Bardot Group Module autonome d'acceleration et de pressurisation d'un fluide en immersion
NO337767B1 (no) * 2014-06-24 2016-06-20 Aker Subsea As System for undervanns pumping eller komprimering
US9181786B1 (en) * 2014-09-19 2015-11-10 Baker Hughes Incorporated Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well
NO338639B1 (no) * 2014-11-10 2016-09-26 Vetco Gray Scandinavia As Separerings- og trykkøkingssystem for flerfasefluid
NO339736B1 (en) * 2015-07-10 2017-01-30 Aker Subsea As Subsea pump and system and methods for control
NO340093B1 (no) * 2015-12-14 2017-03-06 Aker Solutions As Robust og enkel installerbar undersjøisk esp
US10447105B2 (en) 2016-01-05 2019-10-15 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Electrical feedthrough for subsea submersible well pump in canister
NO20160416A1 (en) * 2016-02-19 2017-08-21 Aker Solutions Inc Flexible subsea pump arrangement
US10563368B2 (en) * 2016-02-29 2020-02-18 George E. Ley, III Pumping system for bodies of water
CA3039771C (en) * 2016-10-11 2021-03-23 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Chemical injection with subsea production flow boost pump
US11071930B2 (en) 2017-05-15 2021-07-27 Aker Solutions As System and method for fluid processing
US20210230976A1 (en) * 2020-01-28 2021-07-29 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for thermal management of subsea conduits using an interconnecting conduit having a controllable annular section

Family Cites Families (29)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3261398A (en) * 1963-09-12 1966-07-19 Shell Oil Co Apparatus for producing underwater oil fields
US3638732A (en) * 1970-01-12 1972-02-01 Vetco Offshore Ind Inc Underwater wellhead electric connection apparatus for submerged electric motor driven well pumps and method of installation
FR2555248B1 (fr) * 1983-11-21 1986-02-21 Elf Aquitaine Engin de pose, d'activation et de connexion des modules d'une station de production petroliere sous-marine
GB8707307D0 (en) * 1987-03-26 1987-04-29 British Petroleum Co Plc Sea bed process complex
GB2215402B (en) * 1988-02-29 1992-06-17 Shell Int Research Apparatus for pumping well effluents
GB9014237D0 (en) * 1990-06-26 1990-08-15 Framo Dev Ltd Subsea pump system
US6059539A (en) * 1995-12-05 2000-05-09 Westinghouse Government Services Company Llc Sub-sea pumping system and associated method including pressure compensating arrangement for cooling and lubricating
NO305001B1 (no) * 1995-12-22 1999-03-15 Abb Offshore Technology As System og fremgangsmÕte for dykkerfri utskiftning av en driftskomponent pÕ utstyr pÕ en sj°bunnbasert installasjon
US6292627B1 (en) * 1996-03-26 2001-09-18 Shell Oil Company Electrical heating of pipelines with pipe-in-pipe and mid-line connector
US6388577B1 (en) * 1997-04-07 2002-05-14 Kenneth J. Carstensen High impact communication and control system
GB2347183B (en) * 1999-06-29 2001-02-07 Fmc Corp Flowline connector with subsea equipment package
GB2360302B (en) 2000-03-04 2004-04-14 Philip Head Submersible pumps
GB0020460D0 (en) * 2000-08-18 2000-10-11 Alpha Thames Ltd A system suitable for use on a seabed and a method of installing it
US6412562B1 (en) * 2000-09-07 2002-07-02 Baker Hughes Incorporated Electrical submersible pumps in the riser section of subsea well flowline
US7032658B2 (en) * 2002-01-31 2006-04-25 Smart Drilling And Completion, Inc. High power umbilicals for electric flowline immersion heating of produced hydrocarbons
NO315912B1 (no) * 2002-02-28 2003-11-10 Abb Offshore Systems As Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank
US6688392B2 (en) * 2002-05-23 2004-02-10 Baker Hughes Incorporated System and method for flow/pressure boosting in a subsea environment
US6880640B2 (en) * 2002-07-29 2005-04-19 Offshore Systems Inc. Steel tube flying lead jumper connector
US7059345B2 (en) 2002-12-03 2006-06-13 Baker Hughes Incorporated Pump bypass system
US6902199B2 (en) * 2003-05-16 2005-06-07 Offshore Systems Inc. ROV activated subsea connector
US7150325B2 (en) * 2003-07-25 2006-12-19 Baker Hughes Incorporated ROV retrievable sea floor pump
US7296629B2 (en) * 2003-10-20 2007-11-20 Fmc Technologies, Inc. Subsea completion system, and methods of using same
BRPI0400926B1 (pt) * 2004-04-01 2015-05-26 Petroleo Brasileiro Sa Sistema de módulo de bombeio submarino e método de instalação do mesmo
US7063485B2 (en) * 2004-04-22 2006-06-20 Seahorse Equipment Corporation Top tensioned riser
US7219737B2 (en) * 2004-09-21 2007-05-22 Kelly Melvin E Subsea wellhead arrangement for hydraulically pumping a well
US7481270B2 (en) * 2004-11-09 2009-01-27 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system
BRPI0500996A (pt) * 2005-03-10 2006-11-14 Petroleo Brasileiro Sa sistema para conexão vertical direta entre equipamentos submarinos contìguos e método de instalação da dita conexão
US7464734B2 (en) * 2005-08-08 2008-12-16 Xuejie Liu Self-cooling pipeline system and method for transfer of cryogenic fluids
US8382457B2 (en) * 2008-11-10 2013-02-26 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system

Also Published As

Publication number Publication date
GB0820353D0 (en) 2008-12-17
NO20084667L (no) 2008-12-08
WO2007118170A1 (en) 2007-10-18
GB2481932A (en) 2012-01-11
GB2451976A (en) 2009-02-18
US20070235195A1 (en) 2007-10-11
US7565932B2 (en) 2009-07-28
AU2007234781B2 (en) 2011-09-15
GB201117368D0 (en) 2011-11-23
NO343992B1 (no) 2019-08-05
RU2008143702A (ru) 2010-05-20
GB2481932B (en) 2012-02-22
AU2007234781A1 (en) 2007-10-18
GB2451976B (en) 2011-12-14

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2416712C2 (ru) Подводное устройство (варианты) и способ перекачки скважинного флюида
RU2500925C2 (ru) Подводная насосная система
US7516795B2 (en) Subsea petroleum production system method of installation and use of the same
US7857604B2 (en) Hermetically sealed motor lead tube
US7481270B2 (en) Subsea pumping system
US8511386B2 (en) Pumping module and system
US20100119382A1 (en) Subsea pumping system with interchangable pumping units
US8893775B2 (en) Multiple electric submersible pump system
BRPI0403021B1 (pt) Conjunto de bombeamento submarino e método de bombeamento de fluido
US7914266B2 (en) Submersible pumping system and method for boosting subsea production flow
US20100119380A1 (en) Subsea pumping system
US20080128139A1 (en) Utility skid tree support system for subsea wellhead
US8919449B2 (en) Offshore drilling and production systems and methods
WO2018009073A1 (en) Subsea methane production assembly
WO2014003754A1 (en) Well clean-up with subsea separator
MX2011004687A (es) Metodo para modificar un pozo de produccion de petroleo existente en una ubicacion submarina, y un pozo de produccion de petroleo modificado de tal manera.
NO315576B1 (no) Fremgangsmåte for å utföre pigging av en undersjöisk manifold og et undersjöisk petroleums-produksjonsarrangement

Legal Events

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

Effective date: 20130406

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20151110

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20210406