RU2436936C2 - Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном - Google Patents
Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном Download PDFInfo
- Publication number
- RU2436936C2 RU2436936C2 RU2009103920/03A RU2009103920A RU2436936C2 RU 2436936 C2 RU2436936 C2 RU 2436936C2 RU 2009103920/03 A RU2009103920/03 A RU 2009103920/03A RU 2009103920 A RU2009103920 A RU 2009103920A RU 2436936 C2 RU2436936 C2 RU 2436936C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- vessel
- gas
- injection
- pressure
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 61
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims abstract description 40
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 35
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 162
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 86
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 86
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 41
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims description 41
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 12
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 11
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 10
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 8
- 238000000746 purification Methods 0.000 claims description 6
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 6
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 6
- 238000007872 degassing Methods 0.000 claims description 4
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 3
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 claims description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims 1
- 238000005429 filling process Methods 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 30
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 5
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000002274 desiccant Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 238000002309 gasification Methods 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B63—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; RELATED EQUIPMENT
- B63B—SHIPS OR OTHER WATERBORNE VESSELS; EQUIPMENT FOR SHIPPING
- B63B35/00—Vessels or similar floating structures specially adapted for specific purposes and not otherwise provided for
- B63B35/44—Floating buildings, stores, drilling platforms, or workshops, e.g. carrying water-oil separating devices
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Ocean & Marine Engineering (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Structural Engineering (AREA)
- Civil Engineering (AREA)
- Architecture (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к системе, судну и способу для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, которые наиболее целесообразны для добычи на экономически граничных месторождениях, в частности месторождениях с низким скважинным давлением и риском гидратообразования. Обеспечивает повышение надежности устройств и эффективности способа. Сущность изобретений: система, содержащая промысловую установку с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и одной нагнетательной скважиной, соединенными райзерами с пунктом налива и слива, судно, имеющее средство, соединенное с пунктом налива и слива, приемную установку со средством налива на судно и слива с судна. Согласно изобретению судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды. Приемная установка содержит средства налива и слива высокого давления для обеспечения осуществления судном, соединенным с промысловой установкой, налива скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа и воду. При этом для нефти и тяжелых фракций газа предусмотрена возможность подачи в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при вытеснении из резервуаров и закачивания в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки. Для нефти и тяжелых фракций газа после транспортировки на приемную установку предусмотрена возможность слива посредством вытеснения содержимого резервуара газом высокого давления, доставленным из приемной
Description
Область техники изобретения
Настоящее изобретение относится к системе, судну и способу для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, которые наиболее целесообразны для добычи на экономически граничных месторождениях, в частности месторождениях с низким скважинным давлением и риском гидратообразования.
Предшествующий уровень техники изобретения
Значительные запасы нефти и газа в настоящее время находятся в малых месторождениях, не являющихся экономически целесообразными для добычи. Такие месторождения, в общем, называемые экономически граничными месторождениями, могут обычно давать возможность добычи от 10000 до 40000 баррелей нефтяного эквивалента в день. Для некоторых экономически граничных месторождений скважинное давление находится ниже 100 бар избыточного давления, что делает добычу с существующим оборудованием невыгодной. Дополнительно существует растущая потребность возможности добычи нефти более экологически щадящим путем, что означает как уменьшенные выбросы в окружающую среду, так и сниженные энергетические потребности оборудования для добычи. Несколько экономически граничных месторождений, в частности с истощенными коллекторами и запасами с высоким обводнением, должны при добыче обуславливать значительную опасность гидратообразования, что значительно увеличивает стоимость добычи.
В патенте США 6,339,996 В1 описано судно, имеющее резервуары хранения из композитных материалов для сжатого природного газа. Экономия веса для композитных резервуаров по отношению к сравнимым стальным резервуарам составляет до 70%. Резервуары согласно данному патенту установлены вертикально, и по соображениям устойчивости требуется комплексная трубная система для распределения налива. Результатом процессов налива и слива является сброс давления газа, который может находиться в резервуарах или образовываться в резервуарах, и последующее восстановление давления газа.
В патентах США 6,230,809 В1, 6,019,174 описано судно, которое может осуществлять налив необработанной скважинной продукции напрямую в резервуары хранения. Суда не имеют оборудования для переработки, но упомянуто, что легкие фракции могут использоваться на борту судна для производства энергии. В отношении налива ничего не описано по одновременному сливу газа высокого давления, который может заранее попадать в резервуары хранения.
В патенте США 4,446,804 описан способ транспортировки нефти и газа под высоким давлением в резервуары на борту судна. Вода под давлением или некоторые из подходящих жидкостей в резервуаре или группе резервуаров, подлежащих наливу, вытесняются наливом в новый резервуар или группу резервуаров. Заполнение и опорожнение при этом происходит под давлением с использованием вытеснения, так что сброс давления налива исключается. Таким образом, значительная потеря давления на регулирующей задвижке в резервуаре исключена, такая потеря давления может составлять обычно около 100 бар. Таким образом исключают испарение налива и плохое использование резервуара, интенсивное охлаждение и гидратообразование и образование льда, кроме того, скорости потока, близкие скорости звука, результатом которых являются напряжения в компоновке резервуара. В патенте ничего не упомянуто о заблаговременном наличии налива высокого давления в резервуарах, для его слива и закачки вместе с возможными фракциями, отделенными от налива, одновременно с наливом.
В патенте США 3,830,180 описаны вертикально стоящие резервуары для криогенных текучих сред, расположенные на судне, вокруг данных резервуаров создана теплоизоляция с барьером конвекции. При этом исключается охлаждение корпуса судна.
В патенте Норвегии 320013.описана система добычи нестабильной мультифазной текучей среды из подводного источника с одновременной закачкой воды и СО2 в подводный источник для поддержания давления. Более конкретно, система содержит размещенную на морском дне подводную установку, имеющую, по меньшей мере, одну скважину для получения продукции скважины, по меньшей мере, один сепаратор воды для отделения воды из продукции скважины, по меньшей мере, один насос закачки для закачки отделенной воды в, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину, один райзер для транспортировки текучей среды на, по меньшей мере, один пункт налива/слива, где судно может стоять на якоре и осуществлять налив/слив, соединение для энергоснабжения и передачи сигналов с судна на подводную установку, по меньшей мере, один райзер для транспортировки СО2 с судна, по меньшей мере, на одну устьевую арматуру скважины для закачки СО2, подаваемого с, по меньшей мере, одного судна, которое на упомянутом выше пункте может осуществлять слив СО2 и одновременно налив мультифазной текучей среды для транспортировки на приемную установку, которая может принимать нестабильную мультифазную текучую среду для ее использования и с которой СО2 можно доставлять для передачи на судно для транспортировки и последующей закачки в подземный источник.
Для непрерывной работы системы согласно данному патенту предпочтительно используются два судна, каждое из которых предпочтительно имеет резервуары, объединенные в ряды таким способом, что когда осуществляют налив мультифазной текучей среды, СО2 должен вытесняться и при этом сливаться, если необходимо, посредством компрессора для обеспечения достаточного давления для закачки в подземный источник. На стыке между наливом и СО2 предпочтительно используется пробка, следующая за прохождением текучей среды, и закупоривающие шлюзы располагаются на конце соединения ряда. Резервуары судна в вышеупомянутой системе сконструированы из гибкой насосно-компрессорной трубы из армированного полимерного материала. В вышеупомянутой публикации отсутствует описание налива и слива вытеснением на обоих концах прохождения налива судна, нет описания резервуаров хранения с естественным отделением, описанная система не применима на экономически граничных месторождениях с низким скважинным давлением, конкретные меры против гидратообразования не описаны, и существуют ситуации, когда значительное сжигание газа на факеле должно происходить по соображениям безопасности.
Таким образом, существует потребность в системе, способе и судне для добычи нефти и тяжелых фракций газа, предпочтительных в отношении упомянутых выше проблем.
Сущность изобретения
Согласно изобретению создана система для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, содержащая промысловую установку с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и одной нагнетательной скважиной, соединенными райзерами с пунктом налива и слива, судно, имеющее средство, соединяемое с пунктом налива и слива, приемную установку со средством налива на судно и слива с судна, при этом судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и приемная установка содержит средства налива и слива высокого давления для обеспечения осуществления судном, соединенным с промысловой установкой, налива скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть, тяжелые фракции газа и воду, при этом нефть и тяжелые фракции газа подаются в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при этом вытесняемый из резервуаров и закачиваемый в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку способны сливаться посредством вытеснения содержимого резервуара газом высокого давления, доставленным из приемной установки.
Судно и промысловая установка могут содержать оборудование
для закачки под давлением, оборудование для газлифта, оборудование ингибирования гидратообразования.
Судно может содержать обычно 350 резервуаров хранения в виде вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления, имеющих, каждый, обычно диаметр 3 метра, высоту 30 метров и объем 215 м3, насос закачки воды/жидкости, оборудование водоочистки в виде одного или нескольких гидроциклонов и, по меньшей мере, один бак-дегазатор.
Часть легких фракций газа, отделенных на судне, может использоваться для производства электроэнергии на борту.
Инертный газ может быть расположен между резервуарами на судне.
Система может иметь охладители, расположенные на судне, выше по потоку от резервуаров хранения и компрессоров и выше по потоку от трубопроводов закачки.
Судно может содержать один или несколько газовых резервуаров для хранения газа под высоким давлением.
Судно может не иметь отдельного блока электропитания для работы технологической установки, и машины судна можно переключать на упомянутую работу, если требуется, поддержкой производства энергии из части отделенных легких фракций газа.
Система может быть приспособлена для приема жидкого СО2 от приемной установки для закачки в нагнетательную скважину, поскольку насос закачки способен работать с жидким СО2, доставленным по трубе из резервуаров хранения судна.
В системе возможный песок в продукции скважины накапливается в трехфазном сепараторе и в возможном баке-дегазаторе, во время одного периода добычи/налива, с последующей выгрузкой песка и очисткой от него на приемной установке.
Приемная установка может содержать блок стабилизации со связанным с ним блоком восстановления рабочего давления.
Отделенный газ может доставляться в виде газа высокого давления обратно на судно, если необходимо, вместе с дополнительным газом и/или жидкостью под высоким давлением.
Приемная установка может содержать рукав налива высокого давления и рукав слива высокого давления.
Судно может не иметь насосов слива.
Система может быть приспособлена для налива жидкого СО2 от приемной установки посредством вытеснения с водной пробкой между жидким СО2 и налива нефти/тяжелых фракций газа, поскольку линии, запорная арматура и манифольды приспособлены для последовательного налива и слива резервуаров хранения.
Резервуары хранения на борту судна могут быть рассчитаны на давление 150 бар избыточного давления при 65°С, с дегазированием легких фракций газа в процессе прохождения налива в выделенные газовые резервуары, предназначенные для более высокого давления.
Согласно изобретению создан способ добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном с использованием вышеописанной системы, при котором легкие фракции газа из добывающей скважины отделяют на борту судна и закачивают в коллектор через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину вместе с возвратным газом из резервуаров хранения, данный возвратный газ подается и транспортируется от приемной установки посредством нефти и тяжелых фракций газа, доставленных из сепаратора, вытесняющих обратный газ в резервуарах хранения судна, в то время как обратный газ и легкие фракции газа сжимаются и закачиваются в нагнетательную скважину, и на приемной установке нефть и тяжелые фракции газа сливаются из резервуаров хранения судна вытеснением с использованием обратного газа высокого давления, доставленного из приемной установки.
Часть газа закачки может быть использована для газлифта.
При осуществлении способа можно использовать компрессор закачки для закачки под давлением.
Судно на приемной установке можно нагружать обратным наливом в виде жидкости, которую в резервуарах хранения на промысловой установке вытесняют нефтью и тяжелыми фракциями газа при закачке жидкости в коллектор насосом закачки на судне, возможно, вместе с отделенной водой, подаваемой из сепаратора. Обратный налив может быть жидкостью под высоким давлением, предпочтительно жидким СО2, которую закачивают в коллектор, подводя из резервуаров хранения на насос закачки на судне, соединенном с промысловой установкой, при последовательном наливе резервуаров хранения с водной пробкой между жидким СО2 и нефтью с тяжелыми фракциями газа и с соответствующим последовательным сливом нефти и тяжелых фракций газа на приемной установке, в то время как жидкая СО2 наливается как обратный налив. Давление резервуаров хранения, линий и установок оборудования может поддерживаться, по возможности, высоким во время всех наливов, сливов и транспортировки для минимизации потребности энергии для налива и слива.
Согласно изобретению создано судно, в частности подходящее для осуществления вышеописанного способа, содержащее резервуары хранения высокого давления и средство, соединяемое с морским пунктом налива и закачки и с приемной установкой на берегу соответственно, со средством налива и слива судна, трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки, оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и оборудование налива и слива, рассчитанное на высокое давление, так что судно, будучи соединенным с морским пунктом налива и закачки, способно осуществлять налив скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть, тяжелые фракции газа и воду, при этом нефть и тяжелые фракции газа подают в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, вытесняемый из резервуаров и нагнетаемый в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку сливают посредством вытеснения содержимого резервуаров газом высокого давления, подаваемым с приемной установки.
Судно может содержать оборудование для закачки под давлением, поскольку компрессор способен соединяться с добывающими скважинами, оборудование для газлифта, поскольку компрессор способен соединяться с линией для газлифта на морском пункте налива и закачки, оборудование для ингибирования гидратообразования, поскольку судно включает в себя резервуар метанола, насос закачки метанола и оборудование для их соединения с морскими добывающими и нагнетательными скважинами на пункте налива и закачки.
Судно может содержать 350 резервуаров хранения в форме вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления, обычно с диаметром 3 метра и высотой 30 метров, каждый с объемом 215 м3.
Судно может содержать насос закачки для закачки воды, отделенной от продукции скважины, и закачки жидкости, содержащейся в резервуарах хранения как обратного налива от приемной установки, когда обратный налив жидкости в резервуары хранения во время налива резервуаров хранения нефтью и тяжелыми фракциями газа высокого давления вытесняется по трубе на насос закачки, и вода из сепаратора подается по линии на насос закачки.
Краткое описание чертежей
Изобретение иллюстрируют чертежи, на которых показано следующее:
фигура 1 показывает упрощенную схему судна и промысловой установки согласно настоящему изобретению,
фигура 2 - судно согласно настоящему изобретению,
фигура 3 - упрощенную схему приемной установки согласно изобретению.
Подробное описание
Настоящим изобретением создана система для добычи нефти и тяжелых фракций газа на борту судна, транспортирующего налив обычно под давлением 10-150 бар избыточного давления на берег для завершающей стабилизации и дополнительной переработки/отгрузки. Легкие фракции газа постоянно отделяются на промысле, на борту судна и закачиваются обратно в коллектор одновременно и вместе с обратным наливом, принимаемым от приемной установки на берегу. Весь налив и слив предпочтительно осуществляется вытеснением, что уменьшает потребность в электроэнергии и оборудовании на борту судна. Настоящим изобретением также создан способ использования системы и судно, специально предназначенное для осуществления способа.
На фигуре 1 показана упрощенная технологическая схема промыслового оборудования 1, 2 и судна 10. Промысловое оборудование содержит райзеры 1, соединенные с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и, по меньшей мере, одной нагнетательной скважиной. Дополнительно промысловое оборудование содержит пункт 2 налива и слива, предпочтительно в форме погружных турельных буев налива/погружных турельных буев добычи известного ранее типа. Буй соединен с судном 10 в открытом внизу отделении в корпусе судна. На судне расположена технологическая установка для отделения легких фракций газа из продукции скважины, принимаемой через промысловую установку. Технологическая установка содержит, по меньшей мере, один сепаратор 4 в виде трехфазного сепаратора, по меньшей мере, один компрессор 6 закачки и оборудование для работы с отделенной водой. Отделенные легкие фракции газа закачиваются обратно в коллектор с использованием компрессора 6. Отделенные нефть и тяжелые фракции газа подаются в резервуары 5 хранения высокого давления в виде вертикально стоящих, высоких емкостей высокого давления из композитного материала. Упомянутый налив происходит одновременно со сливом из емкостей 5 хранения газа высокого давления, подаваемого из установки приема, с использованием вытеснения. При постоянном поддержании высокого давления в сепараторе 4 и резервуарах 5 уменьшается потребность электроэнергии компрессора 6, при этом ранее упомянутые проблемы, связанные со сбросом давления налива, исключаются. Отделенную воду из сепараторов либо напрямую закачивают в коллектор для поддержания давления с использованием насоса 9 закачки, без очистки или с очисткой, по необходимости, в гидроциклоне 7 и возможном баке-дегазаторе 8, или сливают в море после очистки в гидроциклонах и баке-дегазаторе, по возможности через отстойные емкости. Не является обязательным оснащение оборудованием и закачка воды (насос 9 закачки) и очистка воды (гидроциклон 7 и дегазатор 8), достаточно использования оборудования одной из упомянутых категорий. На фигуре 1 показано оборудование обоих типов, здесь оборудование водоочистки присоединено выше по потоку от насоса закачки, вместе с тем, одну группу оборудования можно исключить или можно выполнить, если необходимо, обходную линию вокруг оборудования водоочистки. Вместе с тем, предпочтительным является использование бака-дегазатора высокого давления перед закачкой воды, для разгазирования воды закачки, хотя при этом отдельный дожимной насос не требуется. Выше описано оборудование, которым должны быть оснащена промысловая установка системы и судно согласно настоящему изобретению для достижения целевой функциональности. Обычно дополнительное оборудование должно быть представлено для обеспечения поддержания температуры и давления в приемлемых пределах для блоков оборудования, трубной системы и райзеров. Могут также присутствовать дополнительные ступени сепарации и ступени сжатия согласно давлению и потребностям обработки продукции скважины. Система и судно согласно изобретению предпочтительно имеют средство для закачки под давлением, которая означает, что столб жидкости в скважине задавливают в скважину с использованием сжатого газа от компрессора 6 судна. Когда давление сбрасывают, столб жидкости ускоряется к судну и скважина может начать давать приток. Это получается посредством трубной соединительной муфты 11 от линии закачки газа до добывающей скважины, как показано на фигуре 1. Система согласно изобретению предпочтительно адаптирована для обеспечения газлифта в одной или нескольких добывающих скважинах, что достигается посредством трубной соединительной муфты 11 для закачки газа внутрь скважинной колонны, имеющей выходное отверстие на выбранном уровне, как указано на фигуре 1. Для газлифта газ выпускают внутри скважины на выбранном уровне, при этом отдельная газлифтная линия подается в скважину (подробно не показано), в эксплуатационном райзере или эксплуатационном хвостовике или за их пределами в скважине, имеющая выпускное отверстие в скважине, через возможный ввод, на упомянутом уровне. Соединительная линия 12 с задвижкой используется для закачки жидкости, доставляемой из резервуаров 5 хранения, данная жидкость может быть возвратной жидкостью из установки приема.
Это означает, что закачка под давлением и газлифт делают экономически целесообразным добычу из скважин с более низким динамическим давлением фонтанной скважины, чем раньше, что означает давление ниже около 100 бар избыточного давления.
Фигура 2 иллюстрирует судно 10 согласно изобретению. Блоки описаны со ссылочными позициями, аналогичными показанным на фигуре 1. Система и судно согласно изобретению предпочтительно выполнены так, чтобы могла происходить закачка ингибиторов гидратообразования, например, в виде закачки метанола для предотвращения гидратообразования в добывающих скважинах и скважинах закачки газа при длительных остановках добычи, что показано на фигуре 2 в виде комплектной дозировочной установки 13 химреагентов. Закачка ингибиторов может происходить посредством соединения с устьевым оборудованием скважин на морском дне с использованием одного или нескольких шлангокабелей (не показаны) или посредством закачки внутрь потока газа, подаваемого в скважины через райзеры. На фигуре 2 также показан компрессор 6 второй ступени и дополнительное оборудование в виде сепараторов жидкости, охладителей, сепаратора факельного газа, комплектной дозировочной установки 13 химреагентов (которая включает в себя ингибитор гидратообразования) и штуцерные задвижки 3, и то, как упомянутые элементы могут располагаться на палубе. Резервуары 5 хранения высокого давления специально не показаны, но они предпочтительно расположены стоящими вертикально и имеют вид композитных резервуаров. При этом сокращается вес и потребность энергии для транспортировки, чтобы больше налива можно было хранить и транспортировать, и достигается естественная сепарация налива в каждом резервуаре.
На фигуре 3 показана упрощенная технологическая схема приемной установки на берегу. Установка содержит рукав 20 налива высокого давления для налива с судна и рукав 30 слива высокого давления для заполнения резервуаров судна возвратным газом под высоким давлением вытеснением налива. Важно заметить, что отгрузочный компрессор 26 соединен с рукавом слива для возвратного газа на судне, данный компрессор используется для вытеснения налива с судна. Сливаемый газ подается со стандартной технологической установки посредством обработки налива, и кроме того, подается дополнительный газ, согласно потребности или по необходимости, показанный линией 27 для дополнительного/возратного газа. Может быть желательной, например, подача СО2 в качестве возвратного газа на судно. Газ от компрессора 26 отгрузки охлаждается, как требуется, посредством теплообмена с нефтью первой ступени стабилизации, в теплообменнике 23, с тем, чтобы не превышать максимальную температуру резервуара. Приемная установка предпочтительно также содержит насос 28 в линии 29 жидкости, соединенной с рукавом 20 налива высокого давления. Если требуется, оборудуется насос, соединенный (не показан) с рукавом 30 слива для налива на судно жидкости высокого давления, посредством вытеснения налива с судна.
Предпочтительно часть отделенной легкой фракции газа на судне можно использовать для производства энергии на борту.
Дополнительно инертный газ предпочтительно расположен между резервуарами на судне, предпочтительно аргон, если необходимо, СО2 или другой инертный газ, для уменьшения риска пожара и для обеспечения низкой потери тепла из резервуаров хранения.
Предпочтительно на судне расположены охладители, выше по потоку от резервуаров хранения и компрессоров и райзеров закачки с охлаждением морской водой или более холодным технологическим потоком. На судне предпочтительно присутствуют один или несколько газовых резервуаров для хранения газа под более высоким давлением, в частности для закачки под давлением во время пуска. Предпочтительно судно не оборудовано каким-либо отдельным блоком электропитания на борту для работы технологической установки, поскольку машины самого судна предпочтительно могут переключаться на удовлетворение упомянутой потребности, если необходимо, посредством использования части легких фракций газа. В одном варианте осуществления системы сжиженный СО2, первоначально полученный от установки приема, сливают и закачивают, либо посредством насоса закачки или после газификации посредством использования компрессора, при этом одновременно происходит налив нефти и тяжелых фракций газа в резервуары хранения. Жидким СО2 можно заполнять резервуары судна от установки приема посредством вытеснения, с водной пробкой между жидким СО2 и наливом нефти и тяжелых фракций газа. Налив и слив сжиженного СО2 в резервуарах предпочтительно проходит с водным буфером, последовательно подаваемым между резервуарами.
Возможный песок в продукции скважины накапливается в трехфазном сепараторе и, возможно, в баке-дегазаторе, если он присутствует, поскольку упомянутые блоки рассчитаны на прием и хранение песка во время налива/добычи. Установка приема включает в себя надлежащее оборудование для смыва и очистки упомянутого песка. Когда судно стоит соединенным с принимающей установкой, сепаратор и, если необходимо, бак-дегазатор могут очищаться от песка промывкой водой, поскольку результатом некоторого избыточного давления газа в резервуарах во время смыва должно быть естественное прохождение потока смеси воды и песка в резервуар обработки песка на берегу. В установке приема песок должен промываться водой и, возможно, химикатами, пока не станет достаточно чистым для утилизации.
Резервуары хранения судна предпочтительно являются вертикально стоящими композитными резервуарами хранения высокого давления, с диаметром около 3 метров и высотой около 30 метров (обычно 350 резервуаров, каждый с объемом 215 м3). Резервуары судна не подвержены коррозии, поскольку выполнены из композитного материала, и содержат внутренний защитный газонепроницаемый барьер, так называемый лейнер.
Систему, способ и судно согласно изобретению можно гибко использовать для месторождений с отличающимся или изменяющимся газовым фактором. Нефть с низким газовым фактором хранят при давлении до 50-60 бар избыточного давления, с дегазированием легких фракций во время прохождения при наливе к выделенным газовым резервуарам, сконструированным под более высокое давление, обычно 150 бар избыточного давления или больше. Любые комбинации газа/жидкости можно в принципе отправлять в резервуары хранения на судне. Резервуары используют при давлении хранения до около 10 бар избыточного давления, максимально около 150 бар избыточного давления и при максимальной температуре 65°С. Рабочее давление определяется тем, какие фракции газа являются желательными для смешения с нефтью, поскольку следствием малого содержания легких фракций газа является возможность использования более низкого давления. Давление продукции скважины ступенчато уменьшают в блоках технологического оборудования к резервуарам хранения нефти и тяжелых фракций газа, поскольку самое высокое давление в резервуарах хранения (около 150 бар избыточного давления) используется для скважин с высоким динамическим давлением и/или при высоком газовом факторе, с уменьшением давления хранения согласно скважинному давлению и газовому фактору, поскольку результатом самого высокого возможного давления в резервуарах является предпочтительно меньшее потребление энергии на сжатие и закачку. Предпочтительно используется самое высокое возможное давление в резервуаре хранения на судне для ограничения потребления энергии и потребностей в оборудовании. Каждый. резервуар на судне должен иметь газовую трубную соединительную муфту и жидкостную трубную соединительную муфту, предпочтительно размещенные наверху резервуара с жидкостной трубой, опускающейся внутри до дна, если необходимо, газовая труба вводится внутрь сверху и жидкостная труба вводится внутрь снизу. Судно обычно должно включать в себя секции или группы резервуаров. Система манифольда на судне делает простым адаптирование налива для каждой секции резервуаров, если требуется, для одиночных резервуаров, предпочтительно также последовательного.
Система выполнена для закачки газа, вытесненного из резервуаров хранения, и закачки отделенных от продукции скважины легких фракций газа, что означает значительное снижение эмиссии в атмосферу исключением постоянного сжигания на факеле. Перед сжатием газ должны охлаждать, и возможный конденсат должен быть удален. Сжатие газа происходит с использованием одной, двух или нескольких ступеней сжатия центробежного компрессора. Конденсат удаляют из газа с использованием охлаждения и последующей очистки газа в осушителе. Обычное давление на всасывающем коллекторе первой ступени компрессора должно составлять 25-60 бар избыточного давления, в то время как вторая ступень компрессора должна иметь давление на всасывающем коллекторе около 150 бар избыточного давления. Вместе с тем, давление компрессора предпочтительно адаптировано к требуемой производительности с использованием диапазона рабочих режимов компрессора, что для скважин с устьевой арматурой высокого динамического давления фонтанной скважины обеспечивает давление на всасывающем коллекторе от входного сепаратора обычно 150 бар избыточного давления так, что требуется как минимум только один компрессор.
Перед закачкой газ обычно охлаждают для предотвращения превышения температуры, максимально допустимой в райзерах закачки газа. Как упомянуто выше, закачка газа может использоваться и для газлифта и нагнетания давления в добывающих скважинах перед запуском в работу, что означает закачку под давлением в добывающие скважины перенаправлением всего газа закачки или его части. В предпочтительном варианте осуществления компрессоры также могут использовать для закачки метанола для ингибирования гидратообразования, в данной ситуации метанол должен нагреваться выше температуры точки кипения 64,7°С.
Объединение газа, хранящегося в резервуарах, предпочтительно в газовых резервуарах, кроме того при повышенном давлении, и компрессоров закачки газа, дает предпочтительно большую гибкость как при запуске в работу, так и при остановке работы, и возможность добычи из скважин с меньшим давлением притока, чем бывшее ранее рентабельным. В результате налива и слива вытеснением судно не имеет насосов отгрузки (насосов слива) на борту, так что судно должно иметь меньшую стоимость и может нести большую нагрузку.
Если гидроциклоны и бак-дегазатор использованы для очистки воды, перед сбросом или очисткой для дополнительного извлечения углеводородов перед закачкой воды, бак-дегазатор должен работать под давлением, по меньшей мере, на 10 бар ниже давления сепаратора выше по потоку, для обеспечения достаточной движущей силы для гидроциклонов.
Для закачки воды, для поддержания давления в коллекторе посредством закачки отделенной, если требуется, очищенной воды, и, если требуется, дополнительных жидкостей, принятых от приемной установки, должен потребоваться только один насос закачки без каких-либо дополнительных дожимных насосов выше по потоку от насоса закачки вследствие высокого давления подачи из сепаратора, если требуется, из бака-дегазатора и резервуаров хранения.
Приемная установка, которая должна быть технологической установкой на берегу, должна быть предпочтительно рассчитана на возможность приема налива от нескольких судов, что сокращает количество оборудования и персонала в море. Приемная установка, в общем, содержит технологический блок стабилизации и связанный с ним технологический блок восстановления рабочего давления для подачи отделенного газа обратно на судно, вместе с возможным. дополнительным газом и/или жидкостью. Технологический блок стабилизации содержит, по меньшей мере, два сепаратора с постепенно снижающимся давлением, и подогрев потока подачи, предпочтительно посредством теплообмена с газом из компрессора отгрузки, подключенным к газовой трубе, в направлении к судну.
Использованием налива и слива посредством вытеснения, как описано ранее, в дополнение к снижению потребности в энергии также исключаются низкие температуры со связанным с ними риском гидратообразования и замораживания труб и запорной арматуры. Вместе с тем, слив с судна вытеснением, производимым с установки приема, не является обязательным. Во время слива нефть и тяжелые фракции газа могут доставляться из резервуаров хранения на блок сепарации на борту судна через штуцерную задвижку, давление при этом можно уменьшить, например, до 10 бар избыточного давления для испарения газовых фракций. Затем рабочее давление газа может быть восстановлено компрессором на борту, и газ можно использовать для вытеснения оставшегося содержимого в резервуарах подведением газа к резервуарам, чтобы нефть можно было доставить на установку приема через наливной рукав установки приема.
Claims (32)
1. Система для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном, содержащая промысловую установку с, по меньшей мере, одной добывающей скважиной и одной нагнетательной скважиной, соединенными райзерами с пунктом налива и слива, судно, имеющее средство, соединенное с пунктом налива и слива, приемную установку со средством налива на судно и слива с судна, отличающаяся тем, что судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и приемная установка содержит средства налива и слива высокого давления для обеспечения осуществления судном, соединенным с промысловой установкой, налива скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа и воду, при этом для нефти и тяжелых фракций газа предусмотрена возможность подачи в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при этом вытеснения из резервуаров и закачивания в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего для нефти и тяжелых фракций газа после транспортировки на приемную установку предусмотрена возможность слива посредством вытеснения содержимого резервуара газом высокого давления, доставленным из приемной установки.
2. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для закачки под давлением.
3. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование для газлифта.
4. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно и промысловая установка содержат оборудование ингибирования гидратообразования.
5. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно содержит обычно 350 резервуаров хранения в виде вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления, имеющих, каждый, обычно диаметр 3 м, высоту 30 м и объем 215 м3.
6. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно содержит насос закачки воды/жидкости.
7. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно содержит оборудование водоочистки в виде, по меньшей мере, одного гидроциклона и, по меньшей мере, один бак-дегазатор.
8. Система по п.1, отличающаяся тем, что часть легких фракций газа, отделенных на судне, использована для производства электроэнергии на борту.
9. Система по п.1, отличающаяся тем, что инертный газ расположен между резервуарами на судне.
10. Система по п.1, отличающаяся тем, что имеет охладители, расположенные на судне выше по потоку от резервуаров хранения и компрессоров и выше по потоку от трубопроводов закачки.
11. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно содержит, по меньшей мере, один газовый резервуар для хранения газа под высоким давлением.
12. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно не имеет отдельного блока электропитания для работы технологической установки, и машины судна можно переключать на упомянутую работу, если требуется, поддержкой производства энергии из части отделенных легких фракций газа.
13. Система по п.1, отличающаяся тем, что она приспособлена для приема жидкого СО2 от приемной установки для закачки в нагнетательную скважину, поскольку насос закачки способен работать с жидким CO2, доставленным по трубе из резервуаров хранения судна.
14. Система по п.1, отличающаяся тем, что возможный песок в продукции скважины имеет возможность накапливания в трехфазном сепараторе и в возможном баке-дегазаторе во время одного периода добычи/налива с последующей выгрузкой песка и очисткой от него на приемной установке.
15. Система по п.1, отличающаяся тем, что приемная установка содержит блок стабилизации со связанным с ним блоком восстановления рабочего давления.
16. Система по п.1, отличающаяся тем, что отделенный газ имеет возможность доставки в виде газа высокого давления обратно на судно, если необходимо, вместе с дополнительным газом и/или жидкостью под высоким давлением.
17. Система по п.1, отличающаяся тем, что приемная установка содержит рукав налива высокого давления и рукав слива высокого давления.
18. Система по п.1, отличающаяся тем, что судно не имеет насосов слива.
19. Система по п.1, отличающаяся тем, что приспособлена для налива жидкого CO2 от приемной установки посредством вытеснения с водной пробкой между жидким CO2 и налива нефти/тяжелых фракций газа, поскольку линии, запорная арматура и манифольды приспособлены для последовательного налива и слива резервуаров хранения.
20. Система по п.1, отличающаяся тем, что резервуары хранения на борту судна рассчитаны на давление 150 бар избыточного давления при 65°С, с дегазированием легких фракций газа в процессе прохождения налива в выделенные газовые резервуары, предназначенные для более высокого давления.
21. Способ добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллектора под морским дном с использованием системы по п.1, отличающийся тем, что легкие фракции газа из добывающей скважины отделяют на борту судна и закачивают в коллектор через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину вместе с возвратным газом из резервуаров хранения, возвратный газ подают и транспортируют от приемной установки посредством нефти и тяжелых фракций газа, доставленных из сепаратора, вытесняющих обратный газ в резервуарах хранения судна, в то время как обратный газ и легкие фракции газа сжимают и закачивают в нагнетательную скважину, и на приемной установке нефть и тяжелые фракции газа сливают из резервуаров хранения судна вытеснением с использованием обратного газа высокого давления, доставленного из приемной установки.
22. Способ по п.21, отличающийся тем, что часть газа закачки используют для газлифта.
23. Способ по п.21, отличающийся тем, что используют компрессор закачки для закачки под давлением.
24. Способ по п.21, отличающийся тем, что судно на приемной установке нагружают обратным наливом в виде жидкости, которую в резервуарах хранения на промысловой установке вытесняют нефтью и тяжелыми фракциями газа при закачке жидкости в коллектор насосом закачки на судне, возможно, вместе с отделенной водой, подаваемой из сепаратора.
25. Способ по п.21, отличающийся тем, что обратный налив является жидкостью под высоким давлением, предпочтительно жидким СО2, которую закачивают в коллектор, подводя из резервуаров хранения на насос закачки на судне, соединенном с промысловой установкой, при последовательном наливе резервуаров хранения с водной пробкой между жидким CO2 и нефтью с тяжелыми фракциями газа, и с соответствующим последовательным сливом нефти и тяжелых фракций газа на приемной установке, в то время как жидкая CO2 наливается как обратный налив.
26. Способ по п.21, отличающийся тем, что давление резервуаров хранения, линий и установок оборудования поддерживают по возможности высоким во время всех наливов, сливов и транспортировки для минимизации потребности энергии для налива и слива.
27. Судно, в частности, подходящее для осуществления способа по п.21, содержащее резервуары хранения высокого давления и средство, соединенное с морским пунктом налива и закачки и с приемной установкой на берегу, соответственно, со средством налива и слива судна, отличающееся тем, что судно содержит трехфазный сепаратор высокого давления, компрессор закачки, и оборудование водоочистки или оборудование закачки воды, и оборудование налива и слива, рассчитанное на высокое давление, так что судно, будучи соединенным с морским пунктом налива и закачки, способно осуществлять налив скважинной текучей среды высокого давления, подаваемой в сепаратор и разделяемой на легкие фракции газа, нефть и тяжелые фракции газа и воду, при этом нефть и тяжелые фракции газа могут быть поданы в резервуары хранения высокого давления на судне, которые содержат газ высокого давления, при вытеснении из резервуаров и нагнетании в коллектор вместе с легкими фракциями газа компрессором закачки, после чего нефть и тяжелые фракции газа после транспортировки на приемную установку имеют возможность слива посредством вытеснения содержимого резервуаров газом высокого давления, поданным с приемной установки.
28. Судно по п.27, отличающееся тем, что содержит оборудование для закачки под давлением, поскольку предусмотрена возможность соединения компрессора с добывающими скважинами.
29. Судно по п.27, отличающееся тем, что содержит оборудование для газлифта, поскольку предусмотрена возможность соединения компрессора с линией для газлифта на морском пункте налива и закачки.
30. Судно по п.27, отличающееся тем, что содержит оборудование для ингибирования гидратообразования, поскольку судно включает в себя резервуар метанола, насос закачки метанола и оборудование для их соединения с морскими добывающими и нагнетательными скважинами, на пункте налива и закачки.
31. Судно по п.27, отличающееся тем, что содержит 350 резервуаров хранения в форме вертикально стоящих композитных резервуаров высокого давления обычно с диаметром 3 м и высотой 30 м, каждый с объемом 215 м3.
32. Судно по п.27, отличающееся тем, что содержит насос закачки для закачки воды, отделенной от продукции скважины, и закачки жидкости, содержащейся в резервуарах хранения как обратного налива от приемной установки, когда обратный налив жидкости в резервуары хранения во время налива резервуаров хранения нефтью и тяжелыми фракциями газа высокого давления предусмотрен по трубе на насос закачки, и вода из сепаратора - по линии на насос закачки.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20063140 | 2006-07-06 | ||
NO20063140A NO325702B1 (no) | 2006-07-06 | 2006-07-06 | System, fartøy og fremgangsmåte for produksjon av olje og tyngre gassfraksjoner fra et reservoar under havbunnen |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009103920A RU2009103920A (ru) | 2010-08-20 |
RU2436936C2 true RU2436936C2 (ru) | 2011-12-20 |
Family
ID=38956997
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009103920/03A RU2436936C2 (ru) | 2006-07-06 | 2007-07-05 | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном |
Country Status (13)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8186442B2 (ru) |
EP (1) | EP2102450A1 (ru) |
KR (1) | KR101388340B1 (ru) |
CN (1) | CN101506466B (ru) |
AU (1) | AU2007275957A1 (ru) |
BR (1) | BRPI0714011A2 (ru) |
CA (1) | CA2656803C (ru) |
MX (1) | MX2009000204A (ru) |
MY (1) | MY144383A (ru) |
NO (1) | NO325702B1 (ru) |
RU (1) | RU2436936C2 (ru) |
WO (1) | WO2008010723A1 (ru) |
ZA (1) | ZA200900671B (ru) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB0806172D0 (en) * | 2008-04-04 | 2008-05-14 | Vws Westgarth Ltd | Fluid treatment system |
NO328277B1 (no) | 2008-04-21 | 2010-01-18 | Statoil Asa | Gasskompresjonssystem |
NO330025B1 (no) * | 2008-08-07 | 2011-02-07 | Aker Subsea As | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
CN102648332B (zh) * | 2009-11-02 | 2015-04-08 | 国际壳牌研究有限公司 | 注水系统和方法 |
CN102971490A (zh) * | 2010-06-30 | 2013-03-13 | 雪佛龙美国公司 | 用于从井中生产油气的系统和方法 |
CN102383773A (zh) * | 2011-07-01 | 2012-03-21 | 河南省瓦斯治理研究院有限公司 | 物理方法区域卸压开采煤层气的方法 |
CN102359363A (zh) * | 2011-09-07 | 2012-02-22 | 赵铭 | 小井组间用降粘剂循环回注对稠油进行降粘的冷采新工艺 |
US20130068007A1 (en) * | 2011-09-16 | 2013-03-21 | Daniel Carelli | Compact Surface Well Testing System and Method |
KR101959877B1 (ko) * | 2013-03-28 | 2019-03-19 | 현대중공업 주식회사 | 해저 생산플랜트의 생산성 향상을 위한 가스 부스팅 및 가스 리프팅 시스템 |
KR101665336B1 (ko) * | 2014-02-17 | 2016-10-12 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소 처리 시스템 및 방법 |
KR101665335B1 (ko) * | 2014-02-17 | 2016-10-12 | 대우조선해양 주식회사 | 이산화탄소 처리 시스템 및 방법 |
KR101961611B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2019-03-26 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
KR101924776B1 (ko) * | 2014-03-25 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
KR101924778B1 (ko) * | 2014-05-20 | 2018-12-05 | 현대중공업 주식회사 | 해양플랜트 |
US20160168972A1 (en) * | 2014-12-11 | 2016-06-16 | Chevron U.S.A. Inc. | Mitigating hydrate formation during a shutdown of a deep water fpso |
CN104775794A (zh) * | 2015-03-26 | 2015-07-15 | 成都来宝石油设备有限公司 | 一种水气井采气系统 |
CN104763383A (zh) * | 2015-03-26 | 2015-07-08 | 成都来宝石油设备有限公司 | 水气井抽取装置 |
CA2990847A1 (en) * | 2015-06-25 | 2016-12-29 | Tomle Strategies Pty Ltd | Multi-stage separation device for use with flowable system of substances |
EP3475524B1 (en) * | 2016-06-28 | 2024-02-14 | Services Pétroliers Schlumberger | Modular well testing systems and methods |
CN115405264B (zh) * | 2022-06-02 | 2024-02-09 | 海洋石油工程股份有限公司 | 一种深水油气田双立管底部注气系统 |
Family Cites Families (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3830180A (en) * | 1972-07-03 | 1974-08-20 | Litton Systems Inc | Cryogenic ship containment system having a convection barrier |
NO148481C (no) | 1980-07-08 | 1983-10-19 | Moss Rosenberg Verft As | Fremgangsmaate ved transport av olje og gass under hoeyt trykk i tanker ombord i et skip |
US6012530A (en) * | 1997-01-16 | 2000-01-11 | Korsgaard; Jens | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
US6230809B1 (en) * | 1997-01-16 | 2001-05-15 | Jens Korsgaard | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
US6019174A (en) * | 1997-01-16 | 2000-02-01 | Korsgaard; Jens | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore |
CA2299755C (en) * | 1999-04-19 | 2009-01-20 | Trans Ocean Gas Inc. | Natural gas composition transport system and method |
EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
EP1565247B1 (en) * | 2002-11-25 | 2008-01-09 | Fluor Corporation | High pressure gas processing configurations |
NO320013B1 (no) | 2003-03-03 | 2005-10-10 | Statoil Asa | System for produksjon av ustabilisert flerfasefluid fra en forekomst under havbunnen, med samtidig injeksjon av vann og CO2 til undergrunnsforekomsten for trykkstotte. |
-
2006
- 2006-07-06 NO NO20063140A patent/NO325702B1/no not_active IP Right Cessation
-
2007
- 2007-07-05 US US12/307,715 patent/US8186442B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-05 CN CN2007800315809A patent/CN101506466B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2007-07-05 MY MYPI20090047A patent/MY144383A/en unknown
- 2007-07-05 MX MX2009000204A patent/MX2009000204A/es active IP Right Grant
- 2007-07-05 KR KR1020097002411A patent/KR101388340B1/ko active IP Right Grant
- 2007-07-05 AU AU2007275957A patent/AU2007275957A1/en not_active Abandoned
- 2007-07-05 EP EP07768950A patent/EP2102450A1/en not_active Withdrawn
- 2007-07-05 RU RU2009103920/03A patent/RU2436936C2/ru not_active IP Right Cessation
- 2007-07-05 ZA ZA200900671A patent/ZA200900671B/xx unknown
- 2007-07-05 WO PCT/NO2007/000260 patent/WO2008010723A1/en active Application Filing
- 2007-07-05 CA CA2656803A patent/CA2656803C/en active Active
- 2007-07-05 BR BRPI0714011-8A patent/BRPI0714011A2/pt not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US8186442B2 (en) | 2012-05-29 |
AU2007275957A1 (en) | 2008-01-24 |
MY144383A (en) | 2011-09-15 |
ZA200900671B (en) | 2010-05-26 |
KR101388340B1 (ko) | 2014-04-22 |
CA2656803A1 (en) | 2008-01-24 |
MX2009000204A (es) | 2009-01-23 |
NO325702B1 (no) | 2008-07-07 |
BRPI0714011A2 (pt) | 2012-12-18 |
US20090321080A1 (en) | 2009-12-31 |
CA2656803C (en) | 2014-09-16 |
NO20063140L (no) | 2008-01-07 |
KR20090031607A (ko) | 2009-03-26 |
CN101506466B (zh) | 2013-05-22 |
EP2102450A1 (en) | 2009-09-23 |
WO2008010723A1 (en) | 2008-01-24 |
CN101506466A (zh) | 2009-08-12 |
RU2009103920A (ru) | 2010-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2436936C2 (ru) | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном | |
US6230809B1 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
EP1912863B1 (en) | Easy systems for cryogenic fluids transfer | |
CA2916608C (en) | Deepwater production system | |
EA009263B1 (ru) | Судно | |
US20060000615A1 (en) | Infrastructure-independent deepwater oil field development concept | |
US6019174A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
US6012530A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
CA2549531C (en) | Combined storage facility for co2 and natural gas | |
NZ208184A (en) | Batch transport of raw natural gas from offshore well:storage barge moored at well | |
NO340075B1 (en) | A MEG storage system and a method for storing MEG | |
NO320013B1 (no) | System for produksjon av ustabilisert flerfasefluid fra en forekomst under havbunnen, med samtidig injeksjon av vann og CO2 til undergrunnsforekomsten for trykkstotte. | |
AU735485B2 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
GB2356183A (en) | Method and apparatus for producing and storing hydrocarbons offshore | |
WO2023194765A1 (en) | A system for co2 storage | |
NO20220606A1 (en) | Operation of an unmanned production platform | |
CN116066030A (zh) | 一种基于水平井降压开采的可燃冰水下采集系统及方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150706 |