Key information

Title
Undersjøisk prosessering av brønnfluider
Application number
20131532
Case type
National
Status
19.10.2021 P.g.a. manglende svar. Søker har ikke begjært gjenopptakelse
Filed
18.11.2013
Priority
21.12.2012 GB 1223324.3
Effective date
18.11.2013
Publicly available
23.06.2014
Applicant
Subsea 7 Norway AS (NO)
Inventor
Sigbjørn Daasvatn (NO) et al.
Agent
ZACCO NORWAY AS (NO)

Abstract and drawing

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content.
Slepbar enhet for undersjøisk prosessering av brønnfluider omfatter en rørledningsbunt som strekker seg mellom, og som er i stand til å virke i strekk mellom et første slepehode i en oppstrøms ende av bunten og et andre slepehode i en nedstrøms ende av bunten. Minst ett av slephodene har ombord en prosesseringsinnretning for å prosessere brønnfluidene, hvilken innretning utfører minst separering av vannfaser som er tilstede i brønnfluidene.

Publications

A1
Checking availability of the latest published version...

Documents

 Expand Download files (22)
Date
 Date Doc. No. Process Case number In/Out Journal description To/from
 25.02.2022 13-01 Saksbehandling 20131532 UT Endelig Henleggelse ZACCO NORWAY AS
 03.11.2021 12-01 Saksbehandling 20131532 UT PT Henlagt manglede svar ZACCO NORWAY AS
 19.04.2021 11-02 Saksbehandling 20131532 UT PT report 12:59:13
19.04.2021 11-01 Saksbehandling 20131532 UT Realitet patent ZACCO NORWAY AS
 19.02.2021 10-01 Saksbehandling 20131532 UT Generelt Brev Patent ZACCO NORWAY AS
 16.02.2021 09-02 Saksbehandling 20131532 INN P61303042NO00 Reminder to NIPO ZACCO NORWAY AS
 16.02.2021 09-01 Saksbehandling 20131532 INN Korrespondanse (Hovedbrev inn) ZACCO NORWAY AS
 13.11.2020 08-01 Saksbehandling 20131532 INN Korrespondanse (Hovedbrev inn) ZACCO NORWAY AS
 08.09.2015 07-01 Saksbehandling 20131532 UT PT Batch Varsel om betaling av første årsavgift (3317)
14.04.2014 05-05 Saksbehandling 20131532 INN Beskrivelse Zacco Norway AS
 14.04.2014 05-04 Saksbehandling 20131532 INN Patenttegninger Zacco Norway AS
 14.04.2014 05-03 Saksbehandling 20131532 INN Sammendrag Zacco Norway AS
 14.04.2014 05-02 Saksbehandling 20131532 INN Krav Zacco Norway AS
 14.04.2014 05-01 Saksbehandling 20131532 INN Korrespondanse (hoved dok) Zacco Norway AS
 06.01.2014 04-02 Saksbehandling 20131532 INN Erklæring Søkers rett til oppfinnelse Zacco Norway AS
 06.01.2014 04-01 Saksbehandling 20131532 INN Korrespondanse (hoved dok) Zacco Norway AS
 22.11.2013 03-01 Saksbehandling 20131532 UT Anmodning om Norsk oversettelse Zacco Norway AS
 22.11.2013 02-01 Saksbehandling 20131532 UT Formalia 1 Zacco Norway AS
 18.11.2013 01-04 Saksbehandling 20131532 INN Overdragelsesdokument
18.11.2013 01-03 Saksbehandling 20131532 INN Beskrivelse
18.11.2013 01-02 Saksbehandling 20131532 INN Fullmakt
18.11.2013 01-01 Saksbehandling 20131532 INN National Patent Application Form

Description, claims and drawings

Disclaimer: This text has been machine-scanned and may contain errors – please refer to "Publications" for legally binding content. Description
Denne oppfinnelsen vedrører undersjøisk prosessering eller behandling av brønnfluider i olje-og gassproduksjon fra undersjøiske brønner. Noen utførelsesformer ifølge oppfinnelsen anvender et voksfjerningssystem for å muliggjøre 'kaldflyts-' olje- og gasstransportering i et undersjøisk miljø.Etter ekstraksjon ved et undersjøisk brønnhode føres brønnfluid (som kan omfatte råolje og/eller naturgass) som en brønnstrøm langs en havbunnsrørledning eller 'tie-back' og deretter opp et stigerør til en overflateenhet for midlertidig lagring og videretransportering. Noen eksempler på overflateenheter er plattformer, Flytende prosess-, lagrings- og lossingsfartøyer (eng.: Floating Process, Storage og Offloading vessels, FPSO-er), landanlegg og prosessfartøy for flytende naturgass (eng.: Floating Liquefaction of Natural Gas vessels) (FLNG-er). Tie-backs kan strekke seg mange kilometer; det er en tendens mot lengre tie-backs, for eksempel 150 km, ettersom olje- og gassproduksjon strekker seg inn i dypere og mer krevende farvann.På et tidspunkt må brønnstrømmen prosesseres, for eksempel for å separere vann, gass og fastfasemateriale slik som sand som føres med i brønnstrømmen. Prosessering kan utføres ved overflateenheten, men de siste tjue årene har det vært en tendens til å ta i bruk undersjøisk prosessering. Undersjøisk prosessering kan også innebære preprosessering, som tillater at ytterligere prosesseringstrinn finner sted ved overflateenheten.Generelt kan undersjøisk prosessering av brønnstrømmen innebære pumping for å øke strømningsraten og/eller -trykket; separering av underprodukter, slik som vann, gass og fastfasemateriale; og oppvarming og avkjøling av brønnstrømmen for å oppnå den beste strømningsraten. Mer spesifikt omfatter undersjøisk prosesseringsteknologi funksjoner slik som føring i manifolder, vann-/olje-/gasseparering, vannrensing, boosting, reinjeksjon av vann, avvoksing, gasskompresjon, strømforsyning og overvåkning.De største markedsdriverne for undersjøisk prosessering er økt produktivitet, økt gjenvinning, forbedret strømningssikkerhet, lengre tie-back-avstander og reduserte krav til top-side-prosessering. Særlig kan undersjøisk prosessering forenkle strømningssikkerhet i rørledningen og i stigerøret, forbedre produksjonseffektiviteten og forbedre rørledningens og stigerørets integritet. I dette henseende kan brønnstrømmen kun passere opp stigerøret for å nå en overflateprosesseringsenhet dersom brønnstrømmen har høyt nok trykk, temperatur og strømningsrate i bunnen av stigerøret. Hvis for eksempel temperaturen er for lav og hvis det er nok vann i brønnstrømmen, kan voks- og hydratforbindelser dannes og avleires inni rørledningen og slik begrense eller til slutt blokkere strømmen. Likedan fjerner undersjøisk prosessering potensielt skadelig innhold i brønnstrømmen, slik som vann og sure bestanddeler (for eksempel H2S), som bidrar til korrosjon og sand og forårsaker erosjon.Figur 1 og 2 er svært forenklede skjematiske diagrammer av løsninger i kjent teknikk som innebærer undersjøisk prosessering av en borestrøm. Like tall anvendes for like elementer. Produksjonsstrømmens retning i hvert tilfelle er fra venstre mot høyre som vist, fra et brønnhode 10 langs en rørledning 12 lagt over havbunnen 14 til et stigerør 16. Rørledningen 12 har én eller flere termineringsstrukturer 18 som for eksempel kan være en PLET (eng.: Pipeline End Termination) eller en manifold som samler brønnfluid som kommer fra flere ledninger, og kan også inkludere én eller flere rensepluggsendere/-mottakere (eng.: pig launcher/reciever). En undersjøisk prosesseringsenhet 20 mottar og prosesserer brønnstrømmen før den strømmer opp stigerøret 16. Jumper-rør eller spoler 22 anvendes for å koble sammen de ulike elementene, som vist. En strømkontrollkabel 24 vist i figur 1 strekker seg fra en overflateenhet (ikke vist) for å tilveiebringe strøm til den undersjøiske prosesseringsenheten 20.Løsningene i figur 1 og 2 er ulike i rørledningens 12 og prosesseringsenhetens 20 relative posisjoner. I figur 1 er prosesseringsenheten 20 nedstrøms av rørledningen 12, anbrakt mellom rørledningen 12 og stigerøret 16. Stigerøret 16 vises her i form av en stigerørskolonne eller -tårn. Omvendt viser figur 2 prosesseringsenheten 20 oppstrøms av rørledningen 12, anbrakt mellom brønnhodet 10 og rørledningen 12. Figur 2 viser også at stigerøret 16 kan ha form av et buet stigerør (eng.: catenary riser).I praksis omfatter undersjøiske prosesseringssystemer flere undersjøiske prosesseringsenheter, slik som flerfasepumper, gasskompresjonsenheter og separatorer. Spesifikke eksempler på undersjøiske enheter er: en separeringsmodul som beskrevet i WO 03/078793; en flerfasesepareringsenhet som beskrevet i WO 03/087535; en kompressor som beskrevet i WO 2012/163996; en elektronikkmodul som beskrevet i WO 2008/037267 og et separeringsfartøy som beskrevet i WO 2010/151392. Undersjøiske prosesseringssystemer kan konfigureres for å tilpasses egenskapene til individuelle felt, slik som reservoardybde, trykk, temperatur, forhold mellom gass og olje, vannkutt og avstanden til vertsanlegg.Undersjøiske prosesseringsenheter kan være svært plasskrevende: undersjøiske separatorer kan for eksempel veie omtrent 1000 tonn hver. Til en viss grad gjenspeiler dette overdimensjonering for maksimal driftssikkerhet gjennom feltets levetid, derav økning avAndre utfordringer ved undersjøisk prosessering inkluderer opphopning på havbunnen nær brønnhodene, vanskelig tilgang for vedlikehold og reparasjon og behov for ekstra kontrollkabler for å forsyne de ulike undersjøiske prosesseringsenhetene med strøm.En særlig utfordring ved undersjøiske prosesseringssystemer er kompleksiteten i installeringen og tie-in-metodene. Rørledningen 12 installeres typisk mellom brønnhodet 10 eller en manifold og målplasseringen til den undersjøiske prosesseringsenheten 20. Deretter installeres den undersjøiske prosesseringsenheten 20 (inkludert dens fundament) ved å løfte og senke den til sin målplassering, hvorpå rørledningen 12 og den undersjøiske prosesseringsenheten 20 festes med jumpers eller spoler 22. Kontrollkabler 24 installeres mellom den undersjøiske prosesseringsenheten 20 og en overflateenhet. Prosessen krever flere forskjellige installeringsfartøy på stedet, hvorav noen må være utstyrt med store kraner, og innebærer slik store kostnader og lang tidsramme. Selvsagt kan kostnadene og tidsrammen økes uventet ved behov for å vente på akseptable værforhold før hvert installeringstrinn utføres.Tidligere egnede undersjøiske prosesseringsenheter har blitt foreslått eller utformet og installert og er i bruk i ulik grad verden rundt. Undersjøisk prosessering er imidlertid en ung teknologi der det er avgjørende å bevise driftssikkerheten og driftseffektiviteten til systemet og dets komponentenheter.I mange anvendelser ifølge oppfinnelsen vil det prosesserte brønnfluidet være råolje. Der brønnstrømmen domineres av olje er det risiko for voksavsetning på innsiden av flerfasebrønnstrømsrør når brønnstrømmens temperaturfaller under voksdanningstemperaturen. En kjent måte å håndtere dette problemet på er å tvinge frem voksdannelse under avkjøling av brønnstrømmen i en vokskontrollenhet (eng.: Wax Control Unit) eller WCU, som anvendt i en type undersjøisk prosessering kalt 'kaldflyt'. Kaldflyt referer til transportering av kalde produkter som, for olje, typisk betyr ved en temperatur som er lavere enn 50 °C. Kaldflyt fjerner behovet for tilleggsisolasjon eller oppvarming av rørledningen, noe som reduserer kostnadene og tillater en lengre tie-back-rørledning over havbunnen mellom brønnhodet og stigerøret.I WCU-en avkjøles brønnstrømmen ved varmeveksling med kjølevann rundt brønnstrømsrøret. Dette avkjøler brønnstrømmen nok til å tvinge voks til å avleires på den indre veggen av brønnstrømsrøret på forutbestemte plasseringer. Voksavleiringene fjernes ved periodisk, begrenset oppvarming på disse plasseringene når feedback-sensorer indikerer at vokstykkelsen nærmer seg en akseptabel grense for en brønnstrømsrørseksjon. Oppvarmingen gjør at vokslaget smelter og faller ned i brønnstrømmen, der det føres med for å danne en slurry som kan transporteres under kaldflytbetingelser langs en tie-back og til overflateenheten.Kaldflyt er kjent for oljeproduksjon på land, men dens anvendelighet for undersjøisk produksjon er innskrenket på grunn av begrensninger med hensyn til installering og tilgjengelighet. Noen beskrivelser av undersjøiske anvendelser av kjent teknikk er imidlertid nevnt nedenfor. Vanligvis vil de kreve undersjøisk prosesseringsutstyr som omfatter adskilte enheter adskilt fra rørledningen, slik som i WO 2012/099344, og vil slik kreve flere installeringstrinn.US 3590919 beskriver prinsippet til et kaldflyts undersjøisk felt, i hvilket prosesseringssatelittenheter er anordnet i feltet nær brønnhodene. Av nyere dato beskriver WO 2009/051495 undersjøisk kaldflyt i en rør-i-rør-anordning med impulsoppvarming.WO 2006/068929 beskriver et kaldflyts produksjonssystem i hvilket en innledende kjøleenhet tvinger frem dannelsen av voks i en slurryfanger. Deretter transporteres den gjenværende strømmen inn i rørledningssystemet. Et eksempel på en slurryfanger er beskrevet i WO 2010/009110. Alle enhetene er adskilt fra rørledningen og sammenkoblet ved hjelp av jumpers. Slurryfangeren må rengjøres periodisk ved anvendelse av et pluggkjøringssystem.I US 5154741 behandles råoljestrøm for å separere olje og gass og for å transportere gass uten risiko for hydratdannelse ved å fjerne kondensater. Fluidene transporteres ikke under kaldflytbetingelser: det nevnes ikke avkjøling.WO 00/25062 beskriver et kaldflytsystem i hvilket ekstra gasshydrater injiseres i oljestrømmen før kjøling for å øke raten av innledende voksdannelse og fjerne all voks umiddelbart. Dette etterlater ikke restvann.Et kaldflytsystem beskrevet i WO 2007/018642 er koblet til en installering på land, men fremgangsmåten for installering er ikke spesifisert. Motsatt, i WO 2012/149620, er trykkavlastende moduler lagt til langs rørledningen for å unngå dannelse av voks og hydrater. WO 2004/033850 beskriver videre et kveilet rør som er satt inn i rørledningen av strømningssikkerhetshensyn, men uten undersjøisk prosessering.Gruppering av undersjøiske enheter på én ramme eller i én struktur for å kreve så få installeringsoperasjoner som mulig, er kjent. For eksempel beskrives et kombinert slepehode (eng.: towing head) for en brønnstrømsrørbunt i OTC 6430 (OTC Conference, 1990), der hodet inkluderer ventiler, koblingsstykker og manifolder for å kobles til et brønnhode eller brønnhode-jumpers. Egentlig er hodet en kombinasjon av en tradisjonell PLET, manifold og slepehode (eng.: tow head). En lignende anordning er beskrevet i EP 0336492. Slepehodesammenstillingen er imidlertid hovedsakelig passiv og har ingen fullstendig behandlings- eller prosesseirngsevne. Slepehodet anvendes ikke for å prosessere, men for å trekke bunten: noe oppdrift eller ballast kan tilføres i denne hensikt. Det meste av kjent teknikk som vedrører bunter har fokus på oppvarming eller varme bunter og ikke på å avkjøle brønnstrømmen.I dette henseende kan en manifold skilles fra en prosesseringsenhet: sistnevnte kan endre et brønnfluids natur, temperatur og/eller sammensetning, mens førstnevnte ikke kan gjøre dette. I motsetning til dette påvirker en manifold bare strømningsraten uten å pumpe og inkluderer hovedsakelig bare rør og ventiler, selv om den også kan inkludere sensorer og styringssystem for ventilene.EP 0336492 beskriver et slepehode i en ende av en rørledningsbunt som skal kobles til et produksjonssystem som kan transporteres samtidig med bunten. Den undersjøiske bunnrammen (eng.: drilling template) og/eller olje-/gasstransportsystemet kan være integrert med slepehodet. Det er ingen henvisning til prosessering i slepehodet, annet enn olje-/gasstransportsystemer.WO 2006/118468 beskriver en rørseparator omfattende et forlenget rørformet separatorlegeme. GB 1604233 beskriver en undersjøisk prosesseringsenhet som kan hvile på havbunnen. US 3754380 beskriver en olje- og gasseparator for å produsere en undersjøisk olje- eller gassbrønn. Ingen av disse dokumentene sier noe om en rørledningsbunt som strekker seg mellom slepehoder.GB 2272927 beskriver en undersjøisk manifold konfigurert som et slepehode i én ende av en rørledningsbunt. Det henvises ikke til prosessering i slepehodene eller til et andre slepehode.På denne bakgrunnen bygger oppfinnelsen på en slepbar enhet for undersjøisk prosessering av brønnfluider, hvori enheten omfatter en rørledningsbunt som strekker seg mellom, og som er i stand til å virke i strekk mellom, et første slepehode i en oppstrøms ende av bunten og et nedre slepehode i en nedstrøms ende av bunten, og hvori minst ett av slepehodene har ombord en prosesseringsinnretning for å prosessere brønnfluidene, hvilken innretning bevirker minst separering av vannfaser som er tilstede i brønnfluidene.En strømtilkobling strekker seg fordelaktig langs bunten for å overføre strøm mellom slepehodene. Derfor kan for eksempel en strømstasjon rommet i det andre, nedstrøms slepehodet levere strøm til det første, oppstrøms slepehodet. I dette tilfellet er et kontrollkabelfordelingssystem for å fordele strøm og/eller kjemikalier til eksterne bunnrammer eller satellittbrønnhoder hensiktsmessig rommet i det andre, nedstrøms slepehodet. Likedan kan en datatilkobling strekke seg langs bunten for å transportere styringsdata mellom slepehodene.Vannsepareringsinnretningen er foretrukket huset i det første, oppstrøms slepehodet for å håndtere hydrater før brønnfluidene går inn i rørledningsbunten. Det første, oppstrøms slepehodet kan også omfatte innretninger valgt fra et sett omfattende: koblinger til brønnhode(r) eller til en produksjonsmanifold; vannseparering; behandling og/eller reinjeksjon av fjernet vann; kaldflytbehandling for transportering; kaldtvannsirkulasjonssystemer; pluggkjøringsinnretninger og lokale oppvarmingssystemer for voksfjerning.I utførelsesformer som vil bli beskrevet, er rørledningsbunten i stand til å avkjøles og oppvarmes for å kontrollere voks i brønnfluidene. Til disse formålene kan minst ett av eller fordelaktig begge slepehodene ha en pumpe for å pumpe kjølevann langs rørledningsbunten. Likedan kan minst ett av eller fordelaktig begge slepehodene ha et oppvarmingssystem for å påføre rørledningsbunten varme. Oppvarmingssystemet kan for eksempel omfatte strømforsyninger for å forsyne oppvarmingselementer i rørledningsbunten med energi.Rørledningsbunten kan være et vokskontrollelement omfattende en bunt av brønnstrømsrør inni en avlang strekkstruktur, slik som et ytre rør som omgir brønnstrømrørene, som definerer innløps- og utløpsender. I det tilfellet er brønnstrømsrørene foretrukket anbrakt parallelt, men koblet i serier inni strekkstrukturen, slik at brønnfluidene reverserer i strømningsretning mellom ett brønnstrømssrør og det neste inni elementet.Minst ett av slepehodene kan inkludere brønnhoder eller kan inkludere en rekke med brønnslisser (eng.: drilling slots).Konseptet ifølge oppfinnelsen omfatter også et undersjøisk olje- eller gassproduksjonssystem omfattende minst én slepbar enhet som definert i hvilke som helst av de foregående kravene.Likedan kan konseptet ifølge oppfinnelsen uttrykkes som en fremgangsmåte for å installere eller bygge ut et undersjøisk olje- eller gassproduksjonssystem ved å installere en prefabrikert prosesseringsenhet på et installeringssted, der enheten omfatter en rørledningsbunt anbrakt mellom et første slepehode i en oppstrøms ende av bunten og et andre slepehode i en nedstrøms ende av bunten, der fremgangsmåten omfatter: å slepe prosesseringsenheten til installeringsstedet med rørledningsbunten i strekk; å senke enheten på installeringsstedet og å koble slepehodene til andre elementer av produksjonssystemet, slik at prosesseringsenheten kan betjenes for å prosessere brønnfluid og å la brønnfluidet passere langs rørledningsbunten.I denne fremgangsmåten kan vokskontroll utføres ved å la brønnfluid passere langs rørledningsbunten mellom slepehodene samtidig som rør i bunten avkjøles og periodisk oppvarmes. Prosessering av brønnfluidet kan omfatte hydratkontroll utført i det første, oppstrøms slepehodet. Strøm og kjemikalier kan fordeles til systemets bunnrammer og brønnhoder fra det andre, nedstrøms slepehodet.Oppfinnelsen tilveiebringer en systemløsning for å integrere nødvendige funksjoner for undersjøisk prosessering i slepehodestrukturer for bunter. Slepehodestrukturerog en mellomliggende buntseksjon danner en enhet som fungerer som et undersjøisk prosessenngssenter for omgivende undersjøiske produksjonssatellitter og bunnrammer, og som kan anvendes for lang-distanse tie-back til undersjøiske feltutbygginger. Ved å gjøre dette tilveiebringer oppfinnelsen et nytt konsept for undersjøisk prosessering som tilveiebringer driftssikre og fleksible løsninger for feltutbygginger.Blant fordelene ved å inkorporere prosesseringsenhetene i bunter og deres slepehoder er at systemet kan prefabrikeres, sammenstilles og testes på land før det slepes til feltet for installering. Som tidligere bemerket er det undersjøiske prosesseringsutstyrets pålitelighet svært viktig for å sikre suksessen til et hvilket som helst undersjøisk prosesseringsprosjekt. Prefabrikasjon på land og testing forbedrer systemets driftssikkerhet betydelig sammenlignet med oppkobling av enheter på en undersjøisk plassering og utførelse av testene der. Enda en forbedring av driftssikkerhet kommer av en drastisk reduksjon i antall undersjøiske grenseflater.Vekten til undersjøiske prosesseringsenheter øker med hver funksjon som legges til, men likevel muliggjør oppfinnelsen en istalleringsfremgangsmåte uten anvendelse av store kranfartøy. For eksempel kan systemet slepes til feltet ved å anvende 'kontrollert dybde-slepingsmetoden' (eng.: 'controlled depth tow' method), som sikrer installering med lav belastning uten anvendelse av store kranfartøyer som er avhengig av rolige sjøforhold ved installering (eng.: Iow installation sea states). Dette gjør installeringen mindre værsensitiv og reduserer kostnadene til installeringsfartøyer betydelig. Oppfinnelsen tilveiebringer derfor generelt en kompakt og fleksibel utforming med reduserte kostnader på grunn av rask og enkel installering.Introduksjonen av et tauet prosessenngssystem for kaldflyt av hydrokarboner som beskrevet i denne beskrivelsen lover å oppfylle industriens visjon om 'undersjøiske fabrikker'. Ved å inkludere komponenter som kan motta brønnfluider fra ulike brønnstrømsrør på feltet, separere brønnstrømmen for å fjerne forurensninger, avkjøle brønnstrømmen og samtidig kontinuerlig sikre strømning ved lave temperaturer og tilstrekkelig trykk, kan systemet påvirke utformingen av rørlednings- og stigerørssystemer betydelig. Utformingen av nedstrøms rørlednings- og stigerørssystemer kan forenkles når kravene til temperatur blir tilsvarende mindre strenge.Ved å innføre et forhåndstestet prosesseringssenter som kan prosessere og kjøle ned brønnstrømmen, er det også mulig å forenkle rørlednings- og stigerørssystemene mot vertsplattformen. Slike rørlednings- og stigerørssystemer kan så fremstilles uten anvendelse av isolasjon og aktiv og passiv oppvarming. Dette muliggjør lengre tie-back-avstander til relativt lav kostnad og med redusert strømforbruk, noe som vil gjøre visse feltutbygginger gunstigere.En sentralenhet for forprosessering ifølge oppfinnelsen kan fungere i mange ulike konfigurasjoner. Den kan for eksempel tjene som manifold for individuelle brønner plassert på et spesifikt område, eller den kan tilknyttes direkte en større undersjøisk bunnramme.Oppfinnelsen tilveiebringer en ny fremgangsmåte for utforming, fremstilling, installering og drift av olje- og gassdominerte feltutbygginger, ettersom den kompakte utformingen av det undersjøiske prosesseringssenteret kan konfigureres for å tilpasses både olje- og gassdominerte brønnstrømmer.Der det prosesserte fluidet er råolje kan voksfjerning utføres kun i et første trinn, en separeringsenhet tillater separering av minst vann fra andre bestanddeler av råoljen. Dette vannet kan reinjiseres i brønnen. Dette reduserer den maksimale mengden voks som kan genereres når råoljen avkjøles. Det neste trinnet, som er valgfritt, kan inkludere gasseparering, fjerning av sand og injeksjon av kjemikalier i brønnstrømmen.Deretter avkjøles råoljen (med eventuelt restvann) ned ved hjelp av varmeveksling med det omgivende vannet. Oljen sirkulerer i en rør-i-rør-anordning hvis ringrom er fylt av pumpet kaldt vann. Den resulterende avkjølingen genererer voksavleiringer på identifiserte plasseringer. Rør-i-rør-anordningen er sammenrullet til en lang bunt i hvilken strømmen kan returnere flere ganger inni kjøleenheten for å tvinge frem voksavsetninger nær systemets oppstrøms prosesseringsende. Systemet kan være tilkoblet et stigerør i nedstrømsenden. Voksavsetninger fjernes ved hjelp av periodisk, begrenset oppvarming på bestemte plasseringer. Pluggkjøringsinnretninger, som kan være fjernbare, kan anvendes for å teste og vedlikeholde rørledningen.Oppfinnelsen har i sikte en vokskontrollenhet som er integrert i et buntsystem. En rør-i-rør-varmeveksler kan sikre at brønnstrømmen kjøles ned tilstrekkelig til å sikre tvungen voksavsetning på brønnstrømsrørets indre vegg. I foretrukne utførelsesformer føres tre rørseksjoner med individueller lengder på omtrent 1,0 til 2,0 km inni et buntbærerør. Hver rørseksjon er omgitt av individuelle hylserør i en rør-i-rør-anordning.For at oppfinnelsen skal bli lettere å forstå vil det nå bli henvist, gjennom eksempler, til de medfølgende tegningene i hvilke: Figur 1 er et skjematisk dagram av en løsning ifølge kjent teknikk som innebærer undersjøisk prosessering av en brønnstrøm i hvilken en prosesseringsenhet er anbrakt nedstrøms en rørledning; Figur 2 er et skjematisk diagram av en annen løsning ifølge kjent teknikk som innebærer undersjøisk prosessering av en brønnstrøm, i hvilken en prosesseringsenhet er anbrakt oppstrøms av en rørledning; Figur 3 er et skjematisk diagram av en undersjøisk prosesseringsløsning ifølge oppfinnelsen, som anvender en slepbar enhet omfattende en rørledningsbunt med et slepehode i hver ende; Figur 4 er et grunnplanriss av en slepbar enhet ifølge oppfinnelsen i en praktisk form; Figur 5 er et skjematisk planriss av et oppstrøms slepehode anvendt i en slepbar enhet ifølge oppfinnelsen; Figur 6 er et skjematisk planriss av et nedstrøms slepehode anvendt i en slepbar enhet ifølge oppfinnelsen; Figur 7a og 7b viser henholdsvis slepe- og installeringstrinn utført med den slepbare enheten ifølge oppfinnelsen; Figur 8 er et grunnplanriss av en undersjøisk produksjonsinstallering som inkorporerer den slepbare enheten ifølge oppfinnelsen; Figur 9 er et perspektivriss av en variant av det oppstrøms slepehodet vist i den slepbare enheten i figur 4; Figur 10 er et grunnplanriss av en slepbar enhet ifølge oppfinnelsen som inkluderer varianten av det oppstrøms slepehodet vist i figur 9; Figur 11 er et skjematisk planriss av en løsning for vokskontroll ifølge kjent teknikk; og Figur 12 er et skjematisk tverrsnittsriss av en rørledningsbunt for vokskontroll i samsvar med oppfinnelsen.Henvisning har allerede blitt gjort til figur 1 og 2 i tegningene for å beskrive undersjøiske prosesseringsløsninger i kjent teknikk. Figur 3 illustrerer oppfinnelsen i en likeledes forenklet, skjematisk stil; igjen er like tall anvendt for like trekk. Produksjonsstrømmens retning er slik igjen fra venstre til høyre som vist, fra et brønnhode 10 til et stigerør 16. Stigerøret 16 er vist her i form av en stigerørskolonne eller tårn som det i figur 1, men det kan selvsagt anta en annen form, slik som et buet stigerør.I figur 3 er rørledningen 12 som er lagt over havbunnen 14 mellom brønnhodet 10 og stigerøret 16, erstattet av en rørledningsbunt 26. Termineringsstrukturene 18 i figur 1 og 2 er dessuten erstattet av et oppstrøms slepehode 28 I en oppstrøms ende av rørledningsbunten 26 og et nedstrøms slepehode 30 I en nedstrøms ende av rørledningsbunten 26. Det oppstrøms slepehodet 28 er slik satt inn mellom brønnhodet 10 og rørledningsbunten 26, mens det nedstrøms slepehodet 30 er satt inn mellom rørledningsbunten 26 og stigerøret 16.I henhold til oppfinnelsen omfatter hvert av og foretrukket begge slepehodene 28, 30 innretninger for å prosessere brønnstrømmen før den strømmer opp stigerøret 16 og erstatter slik også prosesseringsenheten 20 i figur 1 og 2. Hvert av og foretrukket begge slepehodene 28, 30 tjener slik som en integrert termineringsstruktur og prosesseringsenhet. Oppfinnelsen har derfor som mål å minske flere av ulempene ved undersjøisk prosessering ved å gruppere undersjøiske prosesseringsenheter med rørledningsbunten 26. Ved å fordele prosesseringsenhetene mellom slepehodene 28, 30 spres dessuten vekten av prosesseringssystemet og plasserer enhetene på egnet måte ved rørledningsbuntens 26 innløps- eller utløpsende.Rørledningsbunten 26 og slepehodene 28, 30 utgjør sammen én enkelt slepbar enhet 32, som høyst fordelaktig kan fremstiles og testes på land før den slepes som én enhet til et installeringssted. Når hele enheten 32 er fremstilt på land kan den trekkes ut i vannet, slik det allerede gjøres i olje- og gassindustrien med rørbuntene som danner hybridstigerørståm.I sammenheng med sleping kan det oppstrøms slepehodet 28 beskrives som et ledende slepehode, og det nedstrøms slepehodet 30 kan beskrives som det slepte slepehodet 30. Sleping og installering vil bli beskrevet mer detaljert nedenfor med henvisning til figur 7a og 7b i tegningene.Rørledingsbunten 26 virker i strekk mellom slepehodene 28, 30 under sleping, der strekkbelastninger bæres av rørene i bunten 26, eller foretrukket hovedsakelig eller utelukkende ved hjelp av en ytre rør eller andre beskyttelsesstrukturer som omgir rørene i bunten 26. Denne anordningen vil bli beskrevet mer detaljert nedenfor med henvisning til figur 12 i tegningene.I den forenklede anordningen vist i figur 3 kobler jumper-rør eller spoler 22 det oppstrøms slepehodet 28 til brønnhodet 10 og det nedstrøms slepehodet 30 til stigerøret 16. Slepehodene 28, 30 kan imidlertid kobles til det mer omfattende undersjøiske produksjonssystemet på andre måter, for eksempel via manifolder, og trenger slik ikke å være direkte tilkoblet brønnhodet 10 og stigerøret 16.Som figur 6 senere vil vise, kan en strømkontrollkabel som vist i figur 1 strekke seg fra en overflateenhet (ikke vist) til et av slepehodene 28, 30 for å tilveiebringe strøm til dennes prosesseringsinnretninger. Fordelaktig kan strøm overføres fra ett slepehode 28, 30 til det andre slepehodet 28, 30 gjennom strømkabler i rørledningsbunten 26. Dette tillater én kontrollkabel å kobles til kun ett av slepehodene 28, 30 og likevel tilveiebringe strøm til begge slepehodene 28, 30.Figur 4 viser den slepbare enheten 32 i en praktisk form, der en lang rørledningsbunt 26 er tilkoblet et større oppstrøms slepehode 28 og et mindre nedstrøms slepehode 30. Som det vil bli forklart inkluderer det oppstrøms slepehodet 28 en manifold i dette eksempelet og er slik optimalisert for å samle fluidproduksjon fra flere brønnhoder. En variant av det oppstrøms slepehodet 28 som omfatter brønnhodet eller tilveiebringer brønnslisser, vil bli beskrevet senere med henvisning til figur 9 og 10.Videre til figur 5 og 6 viser disse slepehodene 28, 30 mer detaljert. Figur 5 viser spesifikt det oppstrøms slepehodet 28, mens figur 6 viser det nedstrøms slepehodet 30.Det oppstrøms slepehodet 28 vist i figur 5 omfatter en avlang rørformet stålgitterramme 34 med generelt rektangulært tverrsnitt. Som et ikke-begrensende eksempler kan rammen 34 være atskillig i overkant av førti meter lang og mer enn åtte meter høy og bred. Rammen 34 omfatter fire parallelle langsgående elementer 36 forbundet ved hjelp av krysselementer 38, med mellomrom mellom krysselementene 38 som tilveiebringer tilgang til en lomme til installering, vedlikehold og utskifting av prosesserings- og strømningshåndteringsutstyr båret av slepehodet 28. Prosesserings- og strømningshåndteringsutstyret bæres hovedsakelig inni rammens 34 tverrsnittt, selv om noen elementer av utstyret kan stikke ut fra rammen 34.Figur 5 viser prosesserings- og strømningshåndteringsutstyr som bæres av det oppstrøms slepehodet 28.1 oppstrømsenden definerer slepehodets 28 ramme 34 en lomme som rommer en manifold 40 for brønnstrømsrør på feltet og vanninjeksjon. I nedstrømsenden har rammen 34 en avsmalnende nesestruktur 42 for å forankre én ende av rørledningsbunten 26 mot strekkbelastninger. Derfra strekker rørledningsbunten 26 seg over en betydelig avstand (typisk 1,5 til 20 km) til det nedstrøms slepehodet 30, som vil bli beskrevet senere med henvisning til figur 6. Rammen 34 bærer også en systemstyringsmodul 44 som kan kobles gjennom rørledningsbunten 26, som vist, for å styre det nedstrøms slepehodet 30.Det har blitt bemerket ovenfor at der det prosesserte fluidt er råolje, er det en risiko for voksavsetning når brønnstrømmens temperaturfaller undervoksdannelsestemperaturen. Voksavsetninger) kontrolleres av vokskontrolltrekk i rørledningsbunten 26. Dette er hensikten med en kjølevannspumpe 46, som driver kjølevann langs rørledningsbunten 26, slik det vil bli forklart senere med henvisning til figur 11 og 12 i tegningene. Det er imidlertid også en risiko for hydratdannelse når temperaturen på brønnstrømmen faller under hydratdannelsestemperaturen. Følgelig dreier mye av utstyret mellom manifolden 40 og rørledningsbunten 26 seg om hydratkontroll.Effekten av hydratdannelsen kan reduseres betydelig, og nesten elimineres, ved å separere ut vann fra brønnstrømmen. Følgelig omfatter hydratkontrollutstyret til de oppstrøms slepehodene 28 to separate trinn 48, 50 nedstrøms av manifolden 40, etterfulgt av en vannutskiller 52. Undersjøisk separering av vann er en kjent og kvalifisert teknologi, som typisk lar det være igjen mindre enn 2 % vann i brønnstrømmen etter en totrinns separering. Den lille mengden vann som er igjen i brønnstrømmen kan håndteres ved å tilsette anti-agglomeratertil brønnstrømmen ved en hydratkontrollenhet 54 etter separering og vannutskilling.Separert vann renses i en hydrosyklon 56 og reinjiseres så i reservoaret via manifolden 40 ved å anvende en boosterpumpe 58 og en vanninjeksjonspumpe 60.Rutinemessige valgfrie trinn av gasseparering og fjerning av sand kan også utføres ved hjelp av utstyr i det oppstrøms slepehodet 28, selv om det utstyret er utelatt fra figur 4 av klarhetshensyn.Pluggkjøringsinnretninger (som kan være fjernbare) tilveiebringes for å teste og vedlikeholde rørledningen og særlig rørene i rørledningsbunten 26. En fjern ba r pluggkjøringssender 62 vises i figur 4. Det bør imidlertid bemerkes at systematisk pluggkjøring, slik som krevd i WO 2006/068929 unngås ved først å separere vann fra råoljen som beskrevet ovenfor, noe som reduserer restmengden av voks og hydrater.Når det gjelder det nedstrøms slepehodet 30 vist skjematisk i figur 6 omfatter dette også en avlang rørformet stålgitterramme 64 med generelt rektangulært tverrsnitt omfattende fire parallelle langsgående elementer 66 forbundet ved hjelp av krysselementer 68. Det nedstrøms slepehodet 30 er noe kortere enn det oppstrøms slepehodet 28, men har hensiktsmessig lignende tverrsnittsstørrelse.Rammen 64 til det nedstrøms slepehodet 30 bærer en rørledningskoblingsstykker 70 som kommuniserer med rørledningsbunten 26, for nedstrøms transport av brønnstrømmen. Det kan for eksempel være kaldflytstransport av brønnstrømmen langs en lang tie-back-rørledning på havbunnen, eller brønnstrømmen kan føres av en jumper eller spole inn i en tilstøtende stigerørsstruktur.En andre kjølevannspumpe 72 speiler kjølevannspumpen 46 til det oppstrøms slepehodet for å drive kjølevann langs rørledningsbunten 26. Denne dupliseringen av vannpumpen 46, 72 minimerer pumpetap og tilveiebringer overskudd for å opprettholde avkjøling i tilfelle svikt eller nedetid på grunn av vedlikehold.Rammen 64 til det nedstrøms slepehodet 30 bærer også en strømstasjon 74 som henter elektrisk strøm fra en stigerørskontrollkabelen 76. Strømstasjonen 74 leverer strøm til: et kontrollkabelfordelingssystem 78; til annet utstyr båret av rammen 60, slik som kjølevannspumpen 72; og også via rørledningsbunten 26, som vist, for å levere strøm til det oppstrøms slepehodet 28. Kontrollkabelfordelingssystemet 78 inkluderer tilkoblingspunkter for å plugge inn kontrollkabler så vel som sikringer og transformatorer. Disse trekkene er rutine og trenger ingen utdypning her.Oppsummert inkluderer det oppstrøms slepehodet 28 derfor: tilkoblinger til brønnhode(r) eller til en produksjonsmanifold; vannseparering; behandling og/eller reinjeksjon av fjernet vann; kaldflytbehandling for transportering; kaldtvanns-sirkulajsonssystemer og lokale oppvarmingssystemer for voksfjerning. Kaldtvanns-sirkulasjonssystemer og lokale oppvarmingssystemer kan imidlertid også, eller alternativt, være plassert i det nedstrøms slepehodet 30. Det er også mulig at pluggkjøringsinnretninger kan være plassert på et av slepehodene 28, 30.Når det gjelder figur 7a og 7b i tegningene er rørledningsinstallering ved hjelp av sleping vel kjent i teknikken. I denne forbindelse er kontrollert dybde-slepingsmetoden (CDMT), som er beskrevet i fagtidsskrifter slik som det tidligere omtalte OTC 6430, en egnet slepeteknikk for anvendelse til oppfinnelsen. Denne teknikken innebærer langt færre installeirngstrinn enn i undersjøiske prosesseringssystemer av kjent teknikk, og det krever ikke installeringsfartøyer med særlig store kraner eller stor løftekapasitet. På installeringsstedet kan den slepbare enheten 32 senkes til en forutbestemt åpning i det undersjøiske produksjonssystemet på en 'plug-and-play-måte, hvorpå enheten 32 kan tilkobles via jumpers eller spoler ved hvert slepehode 28, 30 til andre elementer av produksjonssystemet, som kan være plassert på havbunnen før eller etter enheten 32.Det henvises til OTC 6430 for en mer detaljert beskrivelse av CDTM-teknikken, men en kort beskrivelse i sammenheng med den foreliggende oppfinnelsen følger. CDMT-prinsippet innebærer transportering av en prefabrikert og full-testet slepbar enhet 32 hengt opp på slepeliner 80 mellom to installeringsfartøy 82, som kan være slepefartøy. Et tredje fartøy 84 kan anvendes for overvåkingsformål, som vist i figur 71. Et ytre rør som omgir rørledningsbunten 26 kan anvendes for å definere et kammer for å justere oppdrift, eller oppdrift kan justeres ved hjelp av moduler festet til rørledningsbunten 26. Kjettinger 86 festet til rørledningsbunten 26 tilveiebringer tilleggsvekt, slik at rørledningsbunten 26, når den er i ro, flyter klar av havbunnen 88, men nedenfor påvirkningen av bølgegangen nær overflaten 90.Når den slepbare enheten når installeringsstedet senkes det mot havbunnen 88 ved å redusere dens oppdrift, for eksempel ved å legge det ytre røret som omgir rørledningsbunten 26 under vann, samtidig som slepelinene 80 fires ut fra installeringsfartøyene 82. Den slepbare enheten 32 legger seg deretter på havbunnen 88, som vist i figur 7b, hvorpå 'tie-ins' til forhåndslagte elementer 92 av det undersjøiske produksjonssystemet kan foretas, for eksempel ved å anvende jumpers eller spoler (ikke vist) tilpasset med egnede kjente koblingsstykker.Figur 8 viser mer detaljert hvordan den slepbare enheten 32 passer inn i det undersjøiske produksjonssystemet 94.1 dette eksempelet omfatter det undersjøiske produksjonssystemet 94 to bunnrammer 96 og tre satellittbrønnhoder 98. Bunnrammene 96 forsynes med strøm og kjemikalier fra det nedstrøms slepehodet 30 gjennom primære kontrollkabler 100. Sekundære kontrollkabler 102 leverer strøm og kjemikalier fra bunnrammene 96 til satellittbrønnhodene 98. Slike kjemikalier kan være utbedringsfluider, slik som metanol eller dieselolje som kan injiseres for vedlikeholdsformål inn i ventilene til et brønnhode, etter en nedstenging, for å fjerne voks der det måtte forekomme. Bunnrammene 96 forsynes også med vann for injeksjon fra manifolden 40 til det oppstrøms slepehodet 28 gjennom vannledninger 104.Produksjonsbrønnstrømsrør 106 fører brønnfluider fra bunnrammene 96 og satellittbrønnhodene 98 tilbake til manifolden 40 til det oppstrøms slepehodet 28 for prosessering, som beskrevet tidligere. Den resulterende brønnstrømmen passerer deretter langs rørledningsbunten 26 for vokskontroll før den passerer gjennom en spole 108 til en rørledningsendemodul (eng.: Pipeline End Module, PLEM) 110 for videre transport i en kaldflyttilstand.Figur 9 viser en variant 112 av det oppstrøms slepehodet 28 vist i figur 5. Figur 10 viser den oppstrøms slepehodevarianten 112 i sammenheng med en slepbar enhet som også omfatter en rørledningsbunt 26 og en nedstrøms slepehode 30 som tidligere beskrevet.Den oppstøms slepehodevarianten 112 har en avlang ramme 114 til å omfatte brønnhoder 116 for å tilveiebringe en tilsvarende rekke med boreslisser. Igjen er prosesserings- og strømningshåndteringsutstyret hovedsakelig båret inni rammens 114 tverrsnitt. Noe utstyr kan imidlertid stikke ut fra rammen 114, slik som brønnhodeutstyret 118 sett utstikkende fra toppen av rammen 114 i sin oppstrøms ende øverst til høyre i figur 9. Strukturen av rammen 114 som er åpen på toppen, er gunstig i dette henseendet; noe slikt utstyr 118 kan landes i rammen 114 etterat den oppstrøms slepehodevarianten 112 har blitt installert på havbunnen.Til slutt videre til figur 11 og 12 i tegningene viser disse hvordan rørledningsbunten 26 kan være anordnet for å kontrollere voksdannelsen. Figur 12 viser rørledningsbunten 26 ifølge oppfinnelsen kun for å illustrere det generelle prinsippet, figur 11 viser et vokskontrollsystem 120 ifølge kjent teknikk, som vil bli beskrevet først.Vokskontrollsystemet 120 ifølge kjent teknikk omfatter lange rør 122 lagt på havbunnen, i dette eksempelet tre rør, der hvert av disse er omtrent 1,0 til 2,0 km lange. Rørene er anbrakt parallelt omtrent 10 til 20 m fra hverandre på havbunnen, men er koblet i serier ved hjelp av spoler 124. Følgelig strømmer brønnstrømmen i en første retning gjennom et første rør 122A, skifter retning i en første spole 124A, strømmer i den motsatte retningen gjennom et andre rør 122B, skifter retning i en andre spole 124B og strømmer tilbake i den første retningen gjennom et tredje rør 122C før den går ut av vokskontrollsystemet 120. Når brønnstrømmen har beveget seg mellom omtrent 3,0 og 6,0 km i dette eksempelet går brønnstrømmen derfor ut av vokskontrollsystemet 120 i en svært avkjølt tilstand.Hvert av rørene 122 har en rør-i-rør- (eng.: pipe-in-pipe, PiP)konstruksjon for å definere ringformede manteler 126 rundt brønnstrømsrørene 128. For å avkjøle brønnstrømmen i brønnstrømsrørene 128, pumper pumper 130 ubearbeidet sjøvann inn i mantelene 126 fra én ende av systemet 120 og tilveiebringer slik gunstig motstrøm i det første og det tredje røret 122A, 122C om ikke i det andre røret 122B. Dette avkjøler brønnstrømmen nok til å tvinge voks til å avleires på de indre veggene til brønnstrømsrørene 128.Voksavleiringene fjernes periodisk ved hjelp av lokal oppvarming nårfeedback-sensorer (ikke vist) indikerer at vokslaget har nådd en begrensende tykkelse. Oppvarming oppnås ved hjelp av varmekabler 132 som strekker seg langs utsiden av brønnstrømsrørene 128 inni de ringformede mantelene 126; når varmekablene 132 forsynes med strøm av en strømenhet 134 forårsaker de at vokslaget smelter og føres med brønnstrømmen.Vokskontrollsystemet 120 ifølge kjent teknikk ville ikke være til nytte for den foreliggende oppfinnelsens formål der rørledningsbunten 26 er i stand til å anvendes som et strekkelement i en slepbar enhet 32,114. Motsatt omfatter rørledningsbunten 26 ifølge oppfinnelsen vist i tverrsnitt i figur 12 et ytre rør 136 som omgir tre PiP-seksjoner 138. PiP-seksjonene 138 er forbundet i serier og strekker seg parallelt som i kjent teknikk vist i figur 11; det kan være flere eller færre av dem. Det ytre røret 136 beskytter, bærer og holder PiP-seksjonene 138 og bærer også de fleste eller alle strekkbelastningene som rørledningsbunten 26 utsettes for under fremstilling, sleping og installering av den slepbare enheten 32, 114.Det vil selvsagt forstås at tverrsnittsrisset i figur 12 er forenklet og utelater detaljer av belegg og foringer såvel som oppvarmingsanordninger.Avkjølings og oppvarming kan oppnås på ulike måter, selv om en fordel av fordelte vannkjølingspumper i begge slepehodene 28, 30 er at gunstig motstrøm av kjølevann kan oppnås i alle PiP-seksjonene 138. Det må være en ekspansjonssløyfe i hver ender av flerfasebrønnstrømsrøret som tillater ekspansjon i området på 0,5 m.Hver PiP-seksjon 138 er koblet til et oppvarmingssystem basert på vekselstrøm fra strømstasjonen 74 til det nedstrøms slepehodet 30. Oppvarmingssystemet kan være enten et DEH- (eng.: direct electrical heating) eller et SECT- (eng.: skin effect current tracing)system. Sistnevnte er for øyeblikket foretrukket på grunn av at det krever mindre strøm, men dette er ikke avgjørende. Begge oppvarmingsteknikkene, og også andre, vil være kjent for fagmannen innen ingeniørvirksomhet forbundet med undersjøisk olje- og gass.Ettersom ingen mellomliggende prosesseringsstasjoner, slik som pumpesystemer, trenger å settes inn i rørledningsbunten 26, tillater dette at buntens geometri forblir den samme langs hele dens lengden for å lette både fremstilling og mekanisk utforming.
Claims
1. Slepbar enhet for undersjøisk prosessering av brønnfluider, hvori enheten omfatter en rørledningsbunt som strekker seg mellom, og som er i stand til å virke i strekk mellom, et første slepehode i en oppstrøms ende av bunten og et andre slepehode i en nedstrøms ende av bunten, og hvori minst ett av slepehodene har ombord en prosesseringsinnretning for å prosessere brønnfluidene, hvilken innretning bevirker minst separering av vannfaser som er tilstede i brønnfluidene.2. Enheten ifølge krav 1 og som omfatter en strømtilkobling som strekker seg langs bunten for å overføre strøm mellom slepehodene.3. Enheten ifølge krav 2, hvori en strømstasjon rommes i det andre, nedstrøms slepehodet.4. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori et kontrollkabelfordelingssystem for å fordele strøm og/eller kjemikalier til ytre bunnrammer eller satellittbrønnhoder rommes i det andre, nedstrøms slepehodet.5. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene omfattende en datatilkobling som strekker seg langs bunten for å tilveiebringe styringsdata mellom slepehodene.6. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori vannsepareringsinnretningen huses i det første, oppstrøms slepehodet.7. Enheten ifølge krav 6, hvori det første, oppstrøms slepehodet også omfatter innretninger valgt fra et sett omfattende: tilkoblinger til brønnhode(r) eller til en produksjonsmanifold; vannseparering; behandling og/eller reinjeksjon av fjernet vann; kaldflytbehandling for transportering; kaldtvanns-sirkulasjonssystemer; pluggkjøringsinnretninger; og lokale oppvarmingssystemer for voksfjerning.8. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori rørledningsbunten er i stand til å avkjøles og oppvarmes for å kontrollere voks i brønnfluidene.9. Enheten ifølge krav 8, hvori minst ett og eventuelt begge slepehodene har en pumpe for å pumpe kjølevann langs rørledningsbunten.10. Enheten ifølge krav 8 eller krav 9, hvori minst ett og eventuelt begge slepehodene har et oppvarmingssystem for å påføre rørledningsbunten varme,.11. Enheten ifølge krav 10, hvori oppvarmingssystemet omfatter strømforsyninger for å forsyne oppvarmingselementer i rørledningsbunten med energi.12. Enheten ifølge hvilke som helst av kravene 8 til 11, hvori rørledningsbunten er et vokskontrollelement omfattende en bunt av brønnstrømsrør inni en avlang strekkstruktur som definerer innløps- og utløpsender.13. Enheten ifølge krav 12, hvori brønnstrømsrørene er anbrakt parallelt, men koblet i serier inni strekkstrukturen, slik at brønnfluidene reverserer i strømningsretning mellom ett brønnstrømsrør og det neste inni elementet.14. Enheten ifølge krav 12 eller krav 13, hvori strekkstrukturen er et ytre rør som omgir brønnstrømsrørene.15. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori minst ett av slepehodene inkluderer brønnhoder.16. Enheten ifølge hvilke som helst av de foregående kravene, hvori minst ett av slepehodene inkluderer en rekke av boreslisser.17. Undersjøisk olje- eller gassproduksjonssystem omfattende minst én slepbar enhet som definert i hvilke som helst av de foregående kravene.18. Fremgangsmåte for å installere eller bygge ut et undersjøisk olje- eller gassproduksjonssystem ved å installere en prefabrikert prosesseringsenhet på et installeringssted, der enheten omfatter en rørledningsbunt anbrakt mellom et første slepehode i en oppstrøms ende av bunten og et andre slepehode i en nedstrøms ende av bunten, der fremgangsmåten omfatter: å slepe prosesseringsenheten til Installeringsstedet med rørledningsbunten i strekk; å senke enheten på installeringsstedet; og å koble slepehodene til andre elementer av produksjonssystemet slik at prosesseringsenheten kan opereres for å prosessere brønnfluid ved minst å separere vannfaser som er tilstede i brønnfluidet, og å la brønnfluid passere langs rørledningsbunten.19. Fremgangsmåten ifølge krav 18, hvori vokskontroll utføres ved å la brønnfluid passere langs rørledningsbunten mellom slepehodene samtidig som rør i bunten avkjøles og periodisk oppvarmes.20. Fremgangsmåten ifølge krav 18 eller krav 19, hvori prosessering av brønnfluidet omfatter hydratkontroll utført i det første, oppstrøms slepehodet.21. Fremgangsmåten ifølge hvilke som helst av kravene 18 til 20, hvori strøm og kjemikalier fordeles til systemets bunnrammer og brønnhoder fra det andre, nedstrøms slepehodet.
Drawings

Priority

21.12.2012 GB 1223324.3

Patent classes

IPC classesE21B 43/017E21B 43/36E21B 37/06E21B 41/08F16L 1/16F16L 1/235E21B 36/00E21B 43/01CPC classesE21B 43/017E21B 43/36E21B 37/06E21B 41/08F16L 1/165F16L 1/235

Citations

EP 336492 A1 (A1)EP 1353038 A1 (A1)US 3590919 A (A)WO 02/092961 A2 (A2)

Applicants, owners and inventors

Applicants
Subsea 7 Norway AS
Kanalsletta 9 4052 RØYNEBERG NO (SOLA Municipality, Rogaland county)Org. number: 936742475Inventors
Sigbjørn Daasvatn
Gymnasvegen 5 4737 HORNNES NO (EVJE OG HORNNES Municipality, Agder county)
RATNAM SATHANANTHAN
11 Craigston Gardens AB326NL WESTHILL, ABERDEEN GB

Agent

ZACCO NORWAY AS
ZACCO NORWAY AS

Org. number: 982702887

Name and address are automatically synchronized with the Brønnøysund Register Centre.

Open in The Brønnøysund Register Centre
Postboks 488 0213 OSLO NO (OSLO Municipality, Oslo county)
Org. number: 982702887
Reference: P61303042NO00

Status history

Payment history

Oppositions and appeals

No oppositions or appeals

Administrative limitation

No administrative limitation

Liens and licences

No liens or licenses registered

Gazette entries

No Gazette entries foundOnly events from 2024.03.04 and onwards are shown.