NO20110997A1 - SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE - Google Patents
SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110997A1 NO20110997A1 NO20110997A NO20110997A NO20110997A1 NO 20110997 A1 NO20110997 A1 NO 20110997A1 NO 20110997 A NO20110997 A NO 20110997A NO 20110997 A NO20110997 A NO 20110997A NO 20110997 A1 NO20110997 A1 NO 20110997A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- stage pump
- well
- subsea
- pipe
- pressure
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Coating Apparatus (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Conveying And Assembling Of Building Elements In Situ (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
Abstract
System og fremgangsmåte for levering av materialer til en undersjøisk brønn System og fremgangsmåte for levering av et materiale fra et fartøy ved en overflate!nstallasjon til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn tilveiebringes. Systemet inkluderer generelt en førstetrinnpumpe plassert ved overflateinstallasjonen og er konfigurert for å motta materialet fra fartøyet. En rørdel strekker seg fra førstetrinnpumpen inn i den undersjøiske posisjonen. En andretrinnpumpe er plassert i den undersjøiske posisjonen og tilkoblet rørdelen. Førstetrinnpumpen konfigureres for å levere materialet gjennom rørdelen til andretrinnpumpen ved et første trykk, og andretrinnpumpen konfigureres for å motta materialet fra rørdelen og injisere materialet i brønnen ved et andre trykk høyere enn det første trykket.System and method for delivering materials to a subsea well System and method for delivering a material from a vessel at a surface installation to a subsea position and into a subsea well are provided. The system generally includes a first stage pump located at the surface installation and configured to receive the material from the vessel. A pipe section extends from the first stage pump into the subsea position. A second stage pump is located in the subsea position and connected to the pipe section. The first stage pump is configured to deliver the material through the pipe portion to the second stage pump at a first pressure, and the second stage pump is configured to receive the material from the pipe portion and inject the material into the well at a second pressure higher than the first pressure.
Description
OPPFINNELSENS BAKGRUNN BACKGROUND OF THE INVENTION
1. Oppfinnelsens område 1. The scope of the invention
[0001] Denne oppfinnelsen er relatert til levering av materialer, slik som kjemiske belegginhibitorer, fra et fartøy ved en overflateinstallasjon til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn, for å utføre undersjøiske beleggbehandlinger i en undersjøisk hydrokarbonbrønn. [0001] This invention relates to the delivery of materials, such as chemical coating inhibitors, from a vessel at a surface installation to a subsea position and into a subsea well, to perform subsea coating treatments in a subsea hydrocarbon well.
2. Bakgrunnsteknikk 2. Background technology
[0002] Beleggdannelse, uorganiske krystallavleiringer, kan oppstå gjennom alt utstyret som brukes i produksjonen av hydrokarboner. For eksempel kan dannelsen av belegg i en typisk situasjon oppstå som et resultat av vanntilstrømning, slik som når sjøvann injiseres i en brønn og blandes med formasjonsvannet inne i brønnen. Beleggdannelse kan også oppstå som resultat av endringer i overmetning av mineraler i formasjonen eller det produserte vannet, som forårsakes av trykk og/eller temperaturforandringer. Beleggdannelse kan også økes av kjernedanningsmaterialer, f. eks. sand og korrosjon. Beleggdannende utfellinger kan inkludere forskjellige mineraler, slik som kalsiumkarbon, kalsiumsulfat, bariumsulfat, magnesiumkarbonat, magnesiumsulfat og strontiumsulfat. For eksempel er det sannsynlig at sulfatavleiringsbelegg dannes når sjø vanntilførsel brukes til å gjenvinne avleirede hydrokarboner. [0002] Fouling, inorganic crystal deposits, can occur throughout the equipment used in the production of hydrocarbons. For example, the formation of coatings in a typical situation can occur as a result of water influx, such as when seawater is injected into a well and mixes with the formation water inside the well. Coating formation can also occur as a result of changes in supersaturation of minerals in the formation or the produced water, caused by pressure and/or temperature changes. Coating formation can also be increased by nucleating materials, e.g. sand and corrosion. Scale-forming deposits can include various minerals, such as calcium carbonate, calcium sulfate, barium sulfate, magnesium carbonate, magnesium sulfate, and strontium sulfate. For example, sulphate scale coatings are likely to form when sea water input is used to recover deposited hydrocarbons.
[0003] Slike belegg kan oppstå på innsiden og utsiden av brønnen, f. eks. inne i rør eller annet utstyr som produksjonsvæsker flyter gjennom fra brønnen, og representerer et viktig flytsikringsproblem i olje- og gassindustrien. I noen tilfeller kan beleggdannelsen redusere eller forhindre flyt gjennom bor og rør, forhindre drift av ventiler og pumper, og påvirke driften av utstyret forbundet med brønnen på andre måter. [0003] Such coatings can occur on the inside and outside of the well, e.g. inside pipes or other equipment through which production fluids flow from the well, and represent an important flow protection problem in the oil and gas industry. In some cases, the coating can reduce or prevent flow through the drill and pipe, prevent the operation of valves and pumps, and affect the operation of the equipment connected to the well in other ways.
[0004] Flere teknikker er tilgjengelig for kontroll av beleggdannende avsetninger. For eksempel inkluderer væskemodifiseringsteknikk injisering av vann i forskjellige sammensetninger (f.eks. vanndannende vann eller vann hvor sulfatet er fjernet) til reservoaret og utskilling av vannet fra produksjonsstrømmen. Den vanligste teknikken for å forhindre og behandle beleggdannende avsetninger er tilføring av kjemikalier som fungerer som belegginhibitorer. Slike kjemiske inhibitorer eller belegginhibitorer kan være vannbaserte, oljebaserte, emulsjoner, mikroinnkapslet, porøse impregnerte pellets og kombinasjonsprodukter (f. eks. korrosjons-/belegginhibitor, asfalten- ^elegginhibitor). Belegginhibitorer virker generelt ved å forhindre kjernedannelse og krystallvekst. Mange belegginhibitorer kan nyttes ved fortløpende tilførsel til produksjonsstrømmen eller brønnhullet av en beleggreduserende behandling. En typisk beleggreduserende behandling for behandling av en brønn med en belegginhibitor avbryter flyten av produksjonsvæsken fra brønnen og tilfører belegginhibitoren gjennom brønnen inn i reservoaret slik at belegginhibitoren reagerer med fjellmatrisen i reservoaret som skal adsorberes inn i formasjonen og deretter avsettes på mineraloverflater. Typisk involverer reduksjonsbehandlingen tilførsel av en forhåndsskyllingsløsning, etterfulgt av injisering av den kjemiske belegginhibitoren (hovedskylling), og endelig injisering av en etterskyllingsløsning. Deretter settes brønnen tilbake i drift og belegginhibitoren i reservoaret skilles ut eller løses opp i væsken i reservoaret, slik at produksjonsvæsken inneholder noe belegginhibitor. Belegginhibitoren forhindrer generelt eller reduserer avsettingen av belegg fra produksjonsvæskene i rørene og annet utstyr gjennom hvilke væskene flyter. [0004] Several techniques are available for the control of coating-forming deposits. For example, fluid modification techniques include injecting water of various compositions (eg, hydroforming water or sulfate-removed water) into the reservoir and separating the water from the production stream. The most common technique for preventing and treating scale-forming deposits is the addition of chemicals that act as scale inhibitors. Such chemical inhibitors or coating inhibitors may be water-based, oil-based, emulsions, microencapsulated, porous impregnated pellets, and combination products (eg corrosion/coating inhibitor, asphaltene-^egging inhibitor). Coating inhibitors generally work by preventing nucleation and crystal growth. Many scale inhibitors can be used by continuous supply to the production stream or the wellbore of a scale-reducing treatment. A typical scale reduction treatment for treating a well with a scale inhibitor interrupts the flow of the production fluid from the well and supplies the scale inhibitor through the well into the reservoir so that the scale inhibitor reacts with the rock matrix in the reservoir to be adsorbed into the formation and then deposited on mineral surfaces. Typically, the abatement treatment involves the application of a pre-rinse solution, followed by the injection of the chemical scale inhibitor (main rinse), and finally the injection of a post-rinse solution. The well is then put back into operation and the coating inhibitor in the reservoir is separated or dissolved in the liquid in the reservoir, so that the production fluid contains some coating inhibitor. The scale inhibitor generally prevents or reduces the deposition of scale from the production fluids in the pipes and other equipment through which the fluids flow.
[0005] Belegginhibitoren kan injiseres inn i en undersjøisk brønn fra en overflateinstallasjon, slik som en offshore plattform eller et flytende produksjons- og lagrings- og avlastings (FPLA)-fartøy via produksjonsrørledninger eller væskeflytlinjer (som kan inkludere et stigerør) og tilhørende fordelere som vanligvis flytter produksjonsvæskene opp fra den undersjøiske brønnen til overflateinstallasjonen. I dette tilfellet stoppes flyten i produksjonen gjennom stigerøret. Belegginhibitoren pumpes deretter inn i toppen av stigerøret ved overflateinstallasjonen og gjennom stigerøret til den undersjøiske brønnen og inn i det undersjøiske reservoaret. Det kreves typisk lave pumpehastigheter i tilførselen av belegginhibitoren på grunn av den relativt høye friksjonen som er forbundet med produksjonsflytlinjen og/eller viskositeten til belegginhibitoren, som kan øke ved de lavere temperaturene som forekommer i nærheten av sjøbunnen. I noen tilfeller brukes store mengder belegginhibitorer. For eksempel kan et typisk 15 km segment i en produksjonsflytlinje inneholde et volum på 5000 fat, avhengig av diameteren, hvor hele volumet i flytlinjen må fylles før belegginhibitoren begynner å flyte inn i reservoaret. Videre må flytlinjen i noen tilfeller tømmes og rengjøres i en plugg kjøring før den kjemiske inhibitoren pumpes inn i brønnhullet, for å unngå å pumpe avfall som finnes i flytlinjen, slik som belegg, voks og/eller sand, inn i formasjonen. [0005] The fouling inhibitor can be injected into a subsea well from a surface installation, such as an offshore platform or a floating production and storage and offloading (FPLA) vessel via production pipelines or fluid flow lines (which may include a riser) and associated distributors which usually the production fluids move up from the subsea well to the surface installation. In this case, the flow of production through the riser is stopped. The scale inhibitor is then pumped into the top of the riser at the surface installation and through the riser to the subsea well and into the subsea reservoir. Low pumping rates are typically required in the supply of the fouling inhibitor due to the relatively high friction associated with the production flow line and/or the viscosity of the fouling inhibitor, which can increase at the lower temperatures that occur near the seabed. In some cases, large amounts of coating inhibitors are used. For example, a typical 15 km segment of a production flow line may contain a volume of 5,000 barrels, depending on the diameter, where the entire volume of the flow line must be filled before the coating inhibitor begins to flow into the reservoir. Furthermore, in some cases the flowline must be emptied and cleaned in a plug run before the chemical inhibitor is pumped into the wellbore, to avoid pumping waste found in the flowline, such as coating, wax and/or sand, into the formation.
[0006] Når den undersjøiske produksjonen av forskjellige satellittbrønner føres sammen i en fordeler eller flytlinje, kan beleggbehandlinger bli dyre. I dette tilfellet kan det være nødvendig å stenge av alle brønnene, selv om kun én brønn skal behandles ettersom flytlinjen skal brukes til å levere belegginhibitoren. Denne uleiligheten kan unngås ved å tilføre en separat linje fra hver brønn til en produksjonsinstallasjon på overflaten, men bruk av dediserte linjer er ikke alltid mulig på grunn av tekniske begrensninger eller kostnadsbegrensninger. I noen tilfeller gjennomføres undersjøiske reduksjonsbehandlinger ved bruk av overflatefartøy, f. eks. et dykkerfartøy (DF) og en fleksibel slange festet til den undersjøiske fordeleren. Undersjøiske reduksjonsbehandlinger har også vært gjennomført ved å plassere innkapslede inhibitorer i brønnhodet. I dette tilfellet kan dykkerfartøyet transportere kapslene, som synker ved egen vekt gjennom et fleksibelt stigerør og inn i sumpen. Spredningen av belegginhibitoren finner sted på grunn av forskjeller i hellingskonsentrasjonsgradienter. [0006] When the subsea production of different satellite wells is brought together in a distributor or flow line, coating treatments can become expensive. In this case, it may be necessary to shut down all the wells, even if only one well is to be treated, as the flowline will be used to deliver the fouling inhibitor. This inconvenience can be avoided by feeding a separate line from each well to a surface production installation, but the use of dedicated lines is not always possible due to technical or cost constraints. In some cases, underwater reduction treatments are carried out using surface vessels, e.g. a diving vessel (DF) and a flexible hose attached to the subsea distributor. Subsea reduction treatments have also been carried out by placing encapsulated inhibitors in the wellhead. In this case, the diving vessel can transport the capsules, which sink under their own weight through a flexible riser and into the sump. The spreading of the coating inhibitor takes place due to differences in slope concentration gradients.
[0007] Selv om slike operasjoner har vært vellykket gjennomført og brukt i behandling av belegg i undersjøiske installasjoner, finnes det fortsatt behov for forbedrede systemer og fremgangsmåter for levering av materialer, slik som kjemikalier for beleggbehandling, til en undersjøisk brønn. Systemet og fremgangsmåten skal kunne brukes med en passasje som ikke er definert av et stigerør, f. eks. slik at den undersjøiske beleggbehandlingen kan gjennomføres uten uttømming av produksjonsvæskene fra stigerøret eller reversering av væskeflyten i stigerøret, og skal kunne brukes i systemer som inkluderer flere brønner og/eller forgreninger festet til en vanlig produksjonsflytlinje. [0007] Although such operations have been successfully carried out and used in the treatment of coatings in subsea installations, there is still a need for improved systems and methods for delivering materials, such as chemicals for coating treatment, to a subsea well. The system and method must be able to be used with a passage that is not defined by a riser, e.g. so that the subsea coating treatment can be carried out without draining the production fluids from the riser or reversing the fluid flow in the riser, and must be able to be used in systems that include several wells and/or branches attached to a normal production flow line.
SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN SUMMARY OF THE INVENTION
[0008] Utførelsene av herværende oppfinnelse tilveiebringer generelt systemer og fremgangsmåter for levering av materialer fra et fartøy ved en overflateinstallasjon til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn, slik som for levering av én eller flere beleggreduksjonsbehandlinger tilpasset for å hindre beleggdannelse via en kontrollkabel eller annen rørdel for en undersjøisk beleggreduksjonsbehandling i brønnen. I henhold til én utførelse inkluderer systemet en førstetrinnpumpe plassert ved overflateinstallasjonen og konfigurert for å motta materialer fra fartøyet. En rørdel strekker seg fra førstetrinnpumpen inn i den undersjøiske posisjonen. En andretrinnpumpe plasseres i den undersjøiske posisjonen og tilkoblet rørdelen. For eksempel kan en andretrinnpumpe plasseres på sjøbunnen og/eller som en del av forgreningen ved brønnhodet i den undersjøiske brønnen. Førstetrinnpumpen er konfigurert for å levere materialet gjennom rørdelen til andretrinnpumpen ved et første trykk, og andretrinnpumpen er konfigurert for å motta materialet fra rørdelen og injisere materialet i brønnen ved et andre trykk høyere enn det første trykket. [0008] The embodiments of the present invention generally provide systems and methods for delivery of materials from a vessel at a surface installation to a subsea position and into a subsea well, such as for delivery of one or more scale reduction treatments adapted to prevent scale formation via a control cable or other pipe part for a subsea coating reduction treatment in the well. According to one embodiment, the system includes a first stage pump located at the surface installation and configured to receive materials from the vessel. A pipe section extends from the first stage pump into the subsea position. A second stage pump is placed in the underwater position and connected to the pipe section. For example, a second stage pump can be placed on the seabed and/or as part of the branch at the wellhead in the subsea well. The first stage pump is configured to deliver the material through the tubing to the second stage pump at a first pressure, and the second stage pump is configured to receive the material from the tubing and inject the material into the well at a second pressure higher than the first pressure.
[0009] I noen tilfeller kan rørdelen være et fleksibelt rør dannet av et termoplastisk materiale og/eller en fleksibel kontrollkabel som definerer en første rørpassasje for mottak og levering av materialet, og en andre rørpassasje med minst én ledende kabel for kommunikasjon mellom overflateinstallasjonen og den undersjøiske posisjonen. Den ledende kabelen kan konfigureres for å tilføre minst én av ett elektrisk signal for kontroll av andretrinnpumpen og elektrisk strøm for drift av andretrinnpumpen. [0009] In some cases, the pipe part can be a flexible pipe formed from a thermoplastic material and/or a flexible control cable that defines a first pipe passage for receiving and delivering the material, and a second pipe passage with at least one conducting cable for communication between the surface installation and the underwater position. The conductive cable may be configured to supply at least one of an electrical signal for controlling the second stage pump and electrical current for operating the second stage pump.
[0010] I henhold til en annen utførelse tilveiebringer herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for levering av et materiale fra et fartøy ved overflateinstallasjonen til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn. Fremgangsmåten inkluderer drift av en førstetrinnpumpe plassert ved overflateinstallasjonen for å pumpe materialer fra fartøyet gjennom en rørdel som strekker seg fra førstetrinnpumpen til den undersjøiske posisjonen, og drift av en andretrinnpumpe ved den undersjøiske posisjonen og koblet til rørdelen for injisering av materialet fra rørdelen inn i brønnen. For eksempel kan fremgangsmåten inkludere utplassering av en andretrinnpumpe på sjøbunnen og/eller posisjonering som en del av forgreningen ved brønnhodet i den undersjøiske brønnen. Driften av førstetrinnpumpen og andretrinnpumpen kan inkludere injisering av et kjemikalie for beleggbehandling inn i brønnen for deretter å utføre en beleggreduksjonsbehandling av brønnen og hindre beleggdannelse i brønnen og/eller stigerøret, produksjonsrøret, væskeflytlinjer eller annet nedhullutstyr i brønnen. [0010] According to another embodiment, the present invention provides a method for delivering a material from a vessel at the surface installation to a subsea position and into a subsea well. The method includes operating a first stage pump located at the surface installation to pump materials from the vessel through a pipe section extending from the first stage pump to the subsea position, and operating a second stage pump at the subsea position and connected to the pipe section for injecting the material from the pipe section into the well . For example, the method may include deployment of a second stage pump on the seabed and/or positioning as part of the branch at the wellhead in the subsea well. The operation of the first stage pump and the second stage pump may include injecting a scale treatment chemical into the well to then perform a scale reduction treatment of the well and prevent scale formation in the well and/or the riser, production pipe, fluid flow lines or other downhole equipment in the well.
[0011] I noen tilfeller kan et fleksibelt rør dannet av et termoplastisk materiale eller en fleksibel kontrollkabel tilveiebringes som rørdelen, og førstetrinnpumpen kan drives for å pumpe materialet gjennom en første rørpassasje i kontrollkabelen. Kontrollkabelen kan tilveiebringes med minst én ledende kabel inne i kontrollkabelen i kommunikasjon ved overflateinstallasjonen og den undersjøiske posisjonen. Et elektrisk signal kan kommuniseres fra overflateinstallasjonen til den undersjøiske posisjonen via den ledende kabelen for å kontrollere driften av andretrinnpumpen, og/eller elektrisk strøm kan tilveiebringes fra overflateinstallasjonen til den undersjøiske posisjonen via den elektriske ledende kabelen for å gi strøm til driften av andretrinnpumpen. [0011] In some cases, a flexible pipe formed from a thermoplastic material or a flexible control cable may be provided as the pipe member, and the first stage pump may be driven to pump the material through a first pipe passage in the control cable. The control cable may be provided with at least one conductive cable within the control cable in communication at the surface installation and the subsea position. An electrical signal may be communicated from the surface installation to the subsea position via the conductive cable to control the operation of the second stage pump, and/or electrical power may be provided from the surface installation to the subsea position via the electrical conductive cable to power the operation of the second stage pump.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
[0012] Etter denne generelle beskrivelsen av oppfinnelsen vil det nå henvises til de tilhørende tegningene, som ikke nødvendigvis er i skala, og hvor: [0012] After this general description of the invention, reference will now be made to the associated drawings, which are not necessarily to scale, and where:
[0013] Figur 1 er en vertikalprojeksjon som skjematisk illustrerer et system for levering av materialer fra en overflateinstallasjon til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn i henhold til én utførelse av herværende oppfinnelse, [0013] Figure 1 is a vertical projection schematically illustrating a system for delivering materials from a surface installation to a subsea position and into a subsea well according to one embodiment of the present invention,
[0014] Figur 2 er et tverrsnitt som skjematisk illustrerer en kontrollkabel i henhold til én utførelse av herværende oppfinnelse, [0014] Figure 2 is a cross-section schematically illustrating a control cable according to one embodiment of the present invention,
[0015] Figur 3 er en vertikalprojeksjon som illustrerer et system for levering av materialer fra en flytende produksjonsinstallasjon til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn i henhold til én utførelse av herværende oppfinnelse, [0015] Figure 3 is a vertical projection illustrating a system for delivering materials from a floating production installation to a subsea position and into a subsea well according to one embodiment of the present invention,
[0016] Figur 4 er en vertikalprojeksjon som illustrerer et system for levering av materialer fra et tjenestefartøy til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn i henhold til en annen utførelse av herværende oppfinnelse, og [0016] Figure 4 is a vertical projection illustrating a system for the delivery of materials from a service vessel to a subsea position and into a subsea well according to another embodiment of the present invention, and
[0017] Figur 5 er en vertikalprojeksjon som illustrerer et system for levering av materialer fra et tjenestefartøy til en undersjøisk posisjon og inn i en undersjøisk brønn i henhold til en annen utførelse av herværende oppfinnelse. [0017] Figure 5 is a vertical projection illustrating a system for delivering materials from a service vessel to an underwater position and into an underwater well according to another embodiment of the present invention.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN DETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
[0018] Herværende oppfinnelse vil heretter bli beskrevet mer fullstendig med henvisning til de vedlagte tegningene, i hvilken noen, men ikke alle utførelsene av oppfinnelsen vises. Denne oppfinnelsen kan utføres i mange forskjellige former og skal ikke konstrueres som begrenset til utførelsene som presenteres heri. Det er heller slik at disse utførelsene stilles til rådighet slik at offentliggjøringen tilfredsstiller juridiske krav. Like tall viser til like elementer gjennom hele det følgende. [0018] This invention will now be described more fully with reference to the attached drawings, in which some, but not all embodiments of the invention are shown. This invention may be embodied in many different forms and should not be construed as limited to the embodiments presented herein. It is rather the case that these versions are made available so that the publication satisfies legal requirements. Like numbers refer to like elements throughout the following.
[0019] Med henvisning til tegningene og i særdeleshet med henvisning til figur 1, vises en skjematisering av et system 10 for levering av et materiale, slik som kjemikalier for gjennomføring av beleggbehandling til en undersjøisk brønn 12. Systemet 10 inkluderer generelt flere pumpeenheter 14,16 i et pumpearrangement i flere trinn for levering av materialet fra ett eller flere fartøyer 18 plassert ved en overflateinstallasjon 20 til en undersjøisk posisjon 22 via en rørdel 24 og injisering av materialet inn i brønnen 12. [0019] With reference to the drawings and in particular with reference to Figure 1, a schematic is shown of a system 10 for delivering a material, such as chemicals for carrying out coating treatment to a subsea well 12. The system 10 generally includes several pump units 14, 16 in a pump arrangement in several stages for delivery of the material from one or more vessels 18 located at a surface installation 20 to an underwater position 22 via a pipe part 24 and injection of the material into the well 12.
[0020] Overflateinstallasjonen 20 kan være en hvilken som helst overflateenhet, slik som en offshore plattform eller oljerigg av hvilken som helst type. Fartøyet 18 kan inkludere én eller flere lagringstanker montert på overflateinstallasjonen 20 eller beholdere som bringes inn av skip eller på andre måter til installasjonen 20 og væsker koblet til installasjonen 20 slik at materialet 18 kan mottas av en førstetrinnpumpeenhet 14 plassert ved overflateinstallasjonen 20. [0020] The surface installation 20 can be any surface unit, such as an offshore platform or oil rig of any type. The vessel 18 may include one or more storage tanks mounted on the surface installation 20 or containers brought in by ship or by other means to the installation 20 and fluids connected to the installation 20 so that the material 18 can be received by a first stage pumping unit 14 located at the surface installation 20.
[0021 ] Førstetrinnpumpeenheten 14 mottar materialet og pumper [0021] The first stage pump unit 14 receives the material and pumps
materialet gjennom rørdelen 24, slik som en kontrollkabel, som strekker seg fra overflateinstallasjonen 20 til en undersjøisk posisjon 22.1 særdeleshet, som vist i figur 1, kan rørdelen 24 strekke seg inn i en andretrinnpumpeenhet 16 plassert ved den undersjøiske posisjonen 22, f. eks. ved eller i nærheten av sjøbunnen 26. Rørdelen 24 definerer én eller flere passasjer for flyt av materialer. Førstetrinnpumpeenheten 14 leverer materialet gjennom rørdelen 24 og til andretrinnpumpeenheten 16 ved et første trykk, typisk høyere enn det atmosfæriske trykket men utilstrekkelig for levering av materialet inn i brønnen 12 og reservoaret. Det vil verdsettes at trykket på materialet kan synke fra innløpet 28 på rørdelen 24 ved førstetrinnpumpeenheten 14 til utløpet 30 på rørdelen 24 ved andretrinnpumpeenheten 16. For eksempel kan materialet lagres i fartøyet 18 ved omtrent atmosfærisk trykk, førstetrinnpumpeenheten 14 kan øke trykket til et høyere trykk for å levere materialet gjennom rørdelen 24, og materialet kan tilveiebringes til andretrinnpumpeenheten 16 ved et enda høyere trykk. the material through the pipe part 24, such as a control cable, which extends from the surface installation 20 to a subsea position 22.1 in particular, as shown in figure 1, the pipe part 24 can extend into a second stage pump unit 16 located at the subsea position 22, e.g. at or near the seabed 26. The pipe section 24 defines one or more passages for the flow of materials. The first stage pump unit 14 delivers the material through the pipe section 24 and to the second stage pump unit 16 at a first pressure, typically higher than the atmospheric pressure but insufficient to deliver the material into the well 12 and the reservoir. It will be appreciated that the pressure on the material may decrease from the inlet 28 of the pipe section 24 at the first stage pump unit 14 to the outlet 30 of the pipe section 24 at the second stage pump unit 16. For example, the material may be stored in the vessel 18 at approximately atmospheric pressure, the first stage pump unit 14 may increase the pressure to a higher pressure to deliver the material through the pipe section 24, and the material can be provided to the second stage pump unit 16 at an even higher pressure.
[0022] Førstetrinnpumpeenheten 14 kan drives av en kraftkilde 32, f. eks. en elektrisk eller hydraulisk kraftkilde. Driften av kraftkilden 32 og førstetrinnpumpeenheten 14 kan kontrolleres av en kontrollenhet 40, f.eks. en datamaskindrevet enhet konfigurert for å motta manuelle inndata fra en menneskelig operatør og/eller drives i henhold til et program med forhåndsbestemte og definerte kommandoer og parametere. Kontrollenheten 40 og kraftkilden 32 kan også brukes til å kontrollere og/eller tilføre energi til andre komponenter i systemet 10, inkludert andretrinnpumpeenheten 16.1 noen tilfeller kan kontrollenheten 40 være en intervenerende [0022] The first stage pump unit 14 can be driven by a power source 32, e.g. an electrical or hydraulic power source. The operation of the power source 32 and the first stage pump unit 14 can be controlled by a control unit 40, e.g. a computer-operated device configured to receive manual input from a human operator and/or operated according to a program of predetermined and defined commands and parameters. The control unit 40 and the power source 32 can also be used to control and/or supply energy to other components of the system 10, including the second stage pump unit 16.1 In some cases, the control unit 40 can be an intervening
høytrykkskontrollsystemenhet. high pressure control system unit.
[0023] Andretrinnpumpeenheten 16 ved den undersjøiske posisjonen 22 er koblet til rørdelen 24 og mottar materialet fra førstetrinnpumpeenheten 14 via rørdelen 24. Andretrinnpumpeenheten 16 øker trykket på materialet og injiserer materialet inn i brønnen 12 ved et andre trykk som er høyere enn det første trykket oppnådd ved førstetrinnpumpeenheten 14. [0023] The second stage pump unit 16 at the subsea position 22 is connected to the pipe part 24 and receives the material from the first stage pump unit 14 via the pipe part 24. The second stage pump unit 16 increases the pressure on the material and injects the material into the well 12 at a second pressure which is higher than the first pressure achieved at the first stage pump unit 14.
[0024] Multi-trinnpumpesystemet 10 i herværende oppfinnelse kan levere materialet til brønnen 12 under et trykk som er tilstrekkelig for injisering, mens det tilfører et relativt begrenset trykk på materialet gjennom hele resten av systemet 10. For eksempel dersom førstetrinnpumpeenheten 14 blir drevet uten andretrinnpumpeenheten 16, vil det kreves et høyere trykk i rørdelen 24 for å tilføre tilstrekkelig trykk ved den undersjøiske posisjonen 22 for injisering av materialet inn i brønnen 12. Den første pumpeenheten 14 ville kreves for å tilføre materialet under et trykk som er minst like stort som summen av trykkfallet som oppstår i rørdelen 24 mellom innløpet 28 og utløpet 30 og trykket som kreves for injisering inn i den undersjøiske brønnen 12.1 noen tilfeller, f. eks. hvor rørdelen 24 er en kontrollkabel eller en lavtrykksslange med en relativt liten diameter, og/eller rørdelen 24 er en lang del for dypvannsutstyr eller annet, kan trykkfallet langs hele lengden av rørdelen 24 bli relativt stor. I slike tilfeller kan trykket som kreves ved innløpet 28 av rørdelen 24 for å overkomme både trykkfallet gjennom rørdelen 24 og trykket som kreves ved den undersjøiske posisjonen 22 for injisering inn i brønnen 12 overstige styrken til rørdelen 24. For et enkelttrinnpumpesystem kan det være nødvendig å tilveiebringe en rørdel 24 med høyere styrke for å stå i mot de høye trykkene som kreves og/eller tilveiebringe en rørdel 24 med en relativt stor diameter slik at trykkfallet derigjennom ikke overstiger relativ høyde. [0024] The multi-stage pump system 10 in the present invention can deliver the material to the well 12 under a pressure sufficient for injection, while applying a relatively limited pressure to the material throughout the rest of the system 10. For example, if the first-stage pump unit 14 is operated without the second-stage pump unit 16, a higher pressure would be required in the pipe section 24 to supply sufficient pressure at the subsea position 22 to inject the material into the well 12. The first pump unit 14 would be required to supply the material under a pressure at least equal to the sum of the pressure drop that occurs in the pipe part 24 between the inlet 28 and the outlet 30 and the pressure required for injection into the underwater well 12.1 some cases, e.g. where the pipe part 24 is a control cable or a low-pressure hose with a relatively small diameter, and/or the pipe part 24 is a long part for deep-water equipment or something else, the pressure drop along the entire length of the pipe part 24 can be relatively large. In such cases, the pressure required at the inlet 28 of the pipe section 24 to overcome both the pressure drop through the pipe section 24 and the pressure required at the subsea position 22 for injection into the well 12 may exceed the strength of the pipe section 24. For a single stage pumping system, it may be necessary to provide a pipe part 24 with higher strength to withstand the high pressures required and/or provide a pipe part 24 with a relatively large diameter so that the pressure drop therethrough does not exceed relative height.
[0025] På den annen siden kan andretrinnpumpeenheten 16, som leveres ved den undersjøiske posisjonen 22 og nedhulls i rørdelen 24 brukes til å øke trykket til et nivå som er tilstrekkelig for injisering inn i brønnen 12 slik at trykket i rørdelen 24 kan begrenses til et nivå som er innenfor driftsgrensene til rørdelen 24. På denne måten kan trykket på materialet som tilføres ved den førstetrinnpumpeenheten 14 til rørdelen 24 være tilstrekkelig til å overkomme trykkfallet gjennom rørdelen 24 men mindre enn summen av trykkfallet gjennom rørdelen 24 og trykket som kreves ved den undersjøiske posisjonen 22 for injisering inn i brønnen 12. Det kan således være tilstrekkelig å bruke en rørdel 24 med relativt lavere styrke og/eller en relativt mindre diameter. Selv i dypvannsutstyr hvor rørdelen 24 er lang, kan en kontrollkabel ha tilstrekkelig styrke og størrelse for å tilpasse flyten av materialet og trykket som kreves for å fastholde flyten av materialet derigjennom. For eksempel kan rørdelen 24 være strukturert for å ha en styrke som er større enn trykkfallet som oppstår i rørdelen 24 slik at rørdelen 24 kan motstå trykket som kreves for å levere materialet derigjennom. Rørdelen 24 kan imidlertid struktureres for å ha en styrke som er mindre enn summen av trykkfallet som oppstår i rørdelen og trykket som kreves for injisering inn i den undersjøiske brønnen 12.1 særdeleshet kan rørdelen 24 i noen tilfeller struktureres for å tilveiebringe en sprengningsstyrke på 150.000 psi eller mindre, og materialet kan tilveiebringes ved et maksimalt trykk i rørdelen 24 som er mellom 3000 psi og 5000 psi. [0025] On the other hand, the second stage pump unit 16, which is delivered at the subsea position 22 and downholed in the pipe section 24 can be used to increase the pressure to a level sufficient for injection into the well 12 so that the pressure in the pipe section 24 can be limited to a level that is within the operating limits of the pipe section 24. In this way, the pressure on the material supplied by the first stage pump unit 14 to the pipe section 24 may be sufficient to overcome the pressure drop through the pipe section 24 but less than the sum of the pressure drop through the pipe section 24 and the pressure required at the subsea the position 22 for injection into the well 12. It may thus be sufficient to use a pipe part 24 with a relatively lower strength and/or a relatively smaller diameter. Even in deep water equipment where the pipe section 24 is long, a control cable may have sufficient strength and size to accommodate the flow of the material and the pressure required to maintain the flow of the material therethrough. For example, the pipe section 24 may be structured to have a strength greater than the pressure drop that occurs in the pipe section 24 so that the pipe section 24 can withstand the pressure required to deliver the material therethrough. However, the pipe section 24 can be structured to have a strength that is less than the sum of the pressure drop that occurs in the pipe section and the pressure required for injection into the subsea well 12.1 in particular, the pipe section 24 can in some cases be structured to provide a burst strength of 150,000 psi or less, and the material can be provided at a maximum pressure in the pipe section 24 which is between 3000 psi and 5000 psi.
[0026] For eksempel er rørdelen 24 i figur 1 en fleksibel kontrollkabel, og tverrsnittet av kontrollkabelen illustreres videre i figur 2. Kontrollkabelen er en komposittkabel som inkluderer en ytre kabelarmering 42 som inneholder et mangfold av langsgående deler eller funksjonelle komponenter, slik som rør eller slanger dannet av termoplast eller stål eller andre materialer, elektriske eller optisk ledende kabler, forsterkningsdeler, og lignende. For eksempel, som vist i figur 2, inkluderer kontrollkabelen sylindriske rør 44a, 44b, 44c som definerer rørpassasjene 46 for levering av kjemikalier eller andre materialer mellom overflateinstallasjonen 20 og den undersjøiske posisjonen 22. For eksempel kan én eller flere av rørpassasjene 44a, 44b, 44c brukes for levering av belegginhibitorer under en undersjøisk beleggreduksjonsoperasjon eller for levering av hydrauliske væsker eller lignende for andre operasjoner. Kontrollkabelen inkluderer også ledende kommunikasjonskabler 48 som kan formes av elektriske eller optiske ledere, slik som fast eller tvunnet kopper eller aluminiumfibre eller fiberoptiske kabler. Kommunikasjonskablene kan brukes for kommunikasjon av kontrollsignaler for overføring av elektrisk strøm, og/eller for kommunikasjon av informasjon, slik som informasjon samlet inn av sensorer eller annet utstyr ved den undersjøiske posisjonen 22. Kablene kan være innkapslet i kabelarmering 50 av plastikk eller andre beskyttende materialer. Forsterkningsdeler 52 kan formes av stål, komposittmaterialer eller lignende og brukes til å øke styrken og/eller stivheten til kontrollkabelen. I tillegg kan andre deler eller materialer tilveiebringes innenfor den ytre kabelarmeringen 42. For eksempel kan mellomrommet 54 mellom de forskjellige delene i kabelarmeringen 42 i noen tilfeller fylles med plast eller andre materialer for å øke styrken, oppdrift, rigiditet eller forsegling av kontrollkabelen. [0026] For example, the pipe section 24 in Figure 1 is a flexible control cable, and the cross-section of the control cable is further illustrated in Figure 2. The control cable is a composite cable that includes an outer cable reinforcement 42 that contains a variety of longitudinal parts or functional components, such as pipes or hoses formed from thermoplastic or steel or other materials, electrical or optically conducting cables, reinforcement parts, and the like. For example, as shown in Figure 2, the control cable includes cylindrical tubes 44a, 44b, 44c that define the tube passages 46 for delivery of chemicals or other materials between the surface installation 20 and the subsea location 22. For example, one or more of the tube passages 44a, 44b, 44c is used for the delivery of scale inhibitors during a subsea scale reduction operation or for the supply of hydraulic fluids or the like for other operations. The control cable also includes conductive communication cables 48 which may be formed of electrical or optical conductors, such as solid or twisted copper or aluminum fibers or fiber optic cables. The communication cables may be used for the communication of control signals for the transmission of electrical current, and/or for the communication of information, such as information collected by sensors or other equipment at the underwater position 22. The cables may be encased in cable armor 50 of plastic or other protective materials . Reinforcement parts 52 can be formed from steel, composite materials or the like and are used to increase the strength and/or stiffness of the control cable. In addition, other parts or materials can be provided within the outer cable reinforcement 42. For example, the space 54 between the various parts of the cable reinforcement 42 can in some cases be filled with plastic or other materials to increase the strength, buoyancy, rigidity or sealing of the control cable.
[0027] Det vil verdsettes at kontrollkabelen vist i figur 2 er en eksemplarisk rørdel 24 som kan brukes i systemet 10 i herværende oppfinnelse og at andre rørdeler også kan brukes, inkludert kontrollkabler i forskjellige størrelser, konfigurasjoner og materialer. For eksempel kan rørdelen 24 i noen tilfeller være et fleksibelt rør dannet av et polymer, et termoplastisk materiale, et forsterket komposittmateriale eller lignende. Rørdelen kan være et dedisert utstyr (eller en dedisert flytpassasje i en komposittkontrollkabel eller annet utstyr) som brukes for levering av materialet til brønnen men som ikke brukes for levering av produksjonsvæsker fra brønnen, og rørdelen (eller den dediserte passasjen) kan dimensjoneres tilsvarende, f.eks. mindre enn et typisk stigerør som leverer produksjonsvæsker fra en undersjøisk brønn til en flytende produksjonsinstallasjon. For eksempel kan den indre diameteren til væskeflytpassasjen i rørdelen som brukes for levering av materialet til brønnen være mellom lA tomme og 4 tommer, omtrent slik som lA tomme, 1 tomme eller 2 tommer, 3 tommer eller 4 tommer. For eksempel den første rørpassasjen 44a til kontrollkabelen vist i figur 2 kan ha en diameter på omtrent lA tomme eller<X>A tomme og kan brukes for levering av materialet til brønnen 12. For situasjoner hvor et større volum materiale skal leveres til brønnen 12, kan rørdelen 24 være en stor slange, slik som en slange med 3- eller 4-tommers diameter dannet av et komposittmateriale, slik som termoplastisk matrisemateriale med en syntetisk aramid eller annet forsterkningsmateriale. [0027] It will be appreciated that the control cable shown in Figure 2 is an exemplary pipe part 24 that can be used in the system 10 of this invention and that other pipe parts can also be used, including control cables of different sizes, configurations and materials. For example, the tube part 24 can in some cases be a flexible tube formed from a polymer, a thermoplastic material, a reinforced composite material or the like. The pipe section can be a dedicated piece of equipment (or a dedicated flow passage in a composite control cable or other equipment) that is used for the delivery of the material to the well but is not used for the delivery of production fluids from the well, and the pipe section (or the dedicated passage) can be dimensioned accordingly, f .ex. smaller than a typical riser that delivers production fluids from a subsea well to a floating production installation. For example, the inside diameter of the fluid flow passage in the tubing used to deliver the material to the well may be between 1A inch and 4 inches, such as 1A inch, 1 inch or 2 inches, 3 inches or 4 inches. For example, the first pipe passage 44a to the control cable shown in Figure 2 may have a diameter of approximately 1A inch or <X>A inch and may be used for delivery of the material to the well 12. For situations where a larger volume of material is to be delivered to the well 12, the tubing 24 may be a large tube, such as a 3- or 4-inch diameter tube formed from a composite material, such as thermoplastic matrix material with a synthetic aramid or other reinforcing material.
[0028] Multi-stadiepumpesystemet 10 i herværende oppfinnelse er illustrert med to pumpeenheter 14,16 i figur 1, og hver pumpeenhet 14,16 kan tilveiebringes i andre utførelser. For eksempel kan flere pumper plasseres ved overflateinstallasjonen 20, den undersjøiske posisjonen 22 eller derimellom. Enda flere pumper kan konfigureres parallelt med de illustrerte pumpeenhetene 14,16 for å tilveiebringe økt pumpekapasitet eller overskudd, og/eller flere pumper kan tilveiebringes i serier med de illustrerte pumpeenhetene 14,16 for suksessivt å øke trykket i materialene langs flytbanen til materialet. Noen eller andre pumpeenheter 14,16 kan inkludere filtre for å forhindre levering av faste stoffer og partikler og derved forhindre injisering av slike faste stoffer og partikler inn i brønnen 12 og reservoarformasjonen. Videre kan hver pumpeenhet 14,16 tilpasses for selektivt å pumpe kjemikalier og/eller om nødvendig å blande kjemikalier. [0028] The multi-stage pump system 10 in the present invention is illustrated with two pump units 14, 16 in Figure 1, and each pump unit 14, 16 can be provided in other designs. For example, multiple pumps may be located at the surface installation 20, the subsea location 22, or in between. Even more pumps can be configured in parallel with the illustrated pump units 14, 16 to provide increased pumping capacity or excess, and/or more pumps can be provided in series with the illustrated pump units 14, 16 to successively increase the pressure in the materials along the flow path of the material. Some or other pump units 14,16 may include filters to prevent delivery of solids and particles and thereby prevent injection of such solids and particles into the well 12 and reservoir formation. Furthermore, each pump unit 14,16 can be adapted to selectively pump chemicals and/or, if necessary, mix chemicals.
[0029] Sensorer 60 kan tilveiebringes for å overvåke relevante driftsparametere, slik som trykk, temperatur, flyt, viskositet eller lignende. Slike sensorer 60 kan tilveiebringes i fartøyet 18, pumpeenhetene 14,16, rørdelen 24 eller andre steder igjennom systemet 10. Signaler fira sensorene 60 kan kommuniseres til en sentral kontrollenhet, slik som kontrolleren 40, som deretter kan justere systemparameterne i henhold til betingelsene registrert av sensorene 60, f. eks. ved justering av ventiler tvers gjennom systemet 10, ved kontroll av driftstilstand og hastigheten til pumpeenhetene 14,16, og ved å kontrollere driften av oppvarmere eller annet utstyr gjennom systemet 10. Kontrolleren 40 kan også motta andre signaler fra sensorer installert på innsiden av forgreningen eller inne i brønnhullet. Sensorer ved den undersjøiske posisjonen 22 konfigureres typisk til å kommunisere med en overflateposisjon, f. eks. ved å sende signaler til kontrolleren 40 via kontrollkabelen. Dersom kontrolleren 40 ikke befinner seg ved samme overflateinstallasjon 20 som kontrollkabelen er koblet til, kan ytterligere ett kommunikasjonsledd, slik som en kablet eller trådløs forbindelse, tilveiebringes mellom overflateinstallasjonen 20 og kontrolleren 40. [0029] Sensors 60 may be provided to monitor relevant operating parameters, such as pressure, temperature, flow, viscosity or the like. Such sensors 60 can be provided in the vessel 18, the pump units 14, 16, the piping 24 or elsewhere throughout the system 10. Signals from the sensors 60 can be communicated to a central control unit, such as the controller 40, which can then adjust the system parameters according to the conditions recorded by the sensors 60, e.g. by adjusting valves across the system 10, by checking the operating condition and speed of the pump units 14,16, and by checking the operation of heaters or other equipment through the system 10. The controller 40 can also receive other signals from sensors installed inside the branch or inside the wellbore. Sensors at the subsea location 22 are typically configured to communicate with a surface location, e.g. by sending signals to the controller 40 via the control cable. If the controller 40 is not located at the same surface installation 20 to which the control cable is connected, another communication link, such as a wired or wireless connection, can be provided between the surface installation 20 and the controller 40.
[0030] Figur 3 illustrerer et system 10 i henhold til en annen utførelse av herværende oppfinnelse i hvilken andretrinnpumpeenhet 16 tilveiebringes som en integrert del av en undersjøisk forgrening 62. Som illustrert, er overflateinstallasjonen 20 en flytende produksjonsinstallasjon, slik som en offshore plattform ved overflaten 34. Førstetrinnpumpeenheten 14 er plassert i den flytende produksjonsinstallasjonen ved overflaten 20. Rørdelen 24 er en kontrollkabel og kobler sammen førstetrinnpumpeenheten 14 med andretrinnpumpeenheten 16, som er plassert på sjøbunnen 26 som del av en undersjøisk forgreining 62, som generelt kontrollerer flyten av væsker inn i og ut av brønnen 12. Andretrinnpumpeenheten 16 kan plasseres i nærheten av, men separat fra, forgreiningen 62. Alternativt, som vist i figur 3, kan andretrinnpumpeenheten 16 være en integrert del av treet 62, dvs. en del av et enkelt stykke utstyr som utplasseres som én enhet. I begge tilfellene kan kontrollkabelen kobles til andretrinnpumpeenheten 16 via en undersjøisk sluttmontasje 68 ved enden av kontrollkabelen. Videre kan kontrollkabelen, som illustrert, være væskekoblet til ytterligere segmenter som strekker seg til andre brønner eller lignende. [0030] Figure 3 illustrates a system 10 according to another embodiment of the present invention in which the second stage pumping unit 16 is provided as an integral part of a subsea manifold 62. As illustrated, the surface installation 20 is a floating production installation, such as an offshore platform at the surface 34. The first stage pump assembly 14 is located in the floating production installation at the surface 20. The pipe section 24 is a control cable and connects the first stage pump assembly 14 with the second stage pump assembly 16, which is located on the seabed 26 as part of a subsea manifold 62, which generally controls the flow of fluids into and out of the well 12. The second stage pump assembly 16 may be placed near, but separate from, the manifold 62. Alternatively, as shown in Figure 3, the second stage pump assembly 16 may be an integral part of the tree 62, i.e. part of a single piece of equipment which deployed as one unit. In either case, the control cable can be connected to the second stage pump assembly 16 via a subsea termination assembly 68 at the end of the control cable. Furthermore, the control cable, as illustrated, can be fluidly connected to further segments that extend to other wells or the like.
[0031] I en annen utførelse, vist i figur 4, er overflateinstallasjonen 20 et tjenestefartøy slik som et FPLA. Tjenestefartøy et kan inkludere førstetrinnpumpeenheten 14, fartøyet 18 for levering av belegginhibitoren eller andre materialer som skal injiseres, kontrolleren 40 og kraftkilden 32, slik at tjenestefartøy et kan tilveiebringe materialer for injiseringsoperasjonen. I tillegg kan tjenestefartøyet brukes til å sette ut kontrollkabelen eller andre rørdeler 24. For dette formålet kan et vinsj apparat 64 brukes til å kontrollere avspolingen av en kabel 66 festet til sluttmontasjen 68 som er koblet til enden av kontrollkabelen. Ettersom kabelen 66 spoles av tjenestefartøyet, kan sluttmontasjen 68 på kontrollkabelen senkes ned til den undersjøiske posisjonen 22, for slik å sette ut kontrollkabelen, som også kan spoles av tjenestefartøyet, f.eks. fra spole 70. Et fjernstyrt fartøy (ROV) eller annet nedsenkbart kontrollutstyr kan brukes for å bistå i tilkoblingen av sluttmontasjen 68 på kontrollkabelen som andretrinnpumpeenheten 16 er festet til, eller en del av den undersjøiske forgreiningen 62. Alternativt kan sluttmontasjen 68 på kontrollkabelen tilpasses for å feste seg til andretrinnpumpeenheten 16 og/eller forgreiningen 62, f.eks. autonomt eller under operatørkontroll. I noen utførelser kan sluttmontasjen 68 for kontrollkabelen inkludere annet utstyr for å bistå i festing av sluttmontasjen 68 på kontrollkabelen til andretrinnpumpeenheten 16 og/eller forgreiningen 62, slik som globalt posisjonssystem (GPS)-utstyr, ett eller flere kamera, fremdriftsenheter for kontroll av posisjonen og retningen på sluttmontasjen 68 på kontrollkabelen, elektriske og/eller hydrauliske systemer og lignende. Som vist i figur 4 kan oppdriftsutstyr 72 festes til et mangfold av posisjoner langs hele lengden til rørdelen 24 slik at oppdriftsutstyret 72 settes ut ved forskjellige dybder når rørdelen 24 i hovedsak befinner seg i vertikal stilling. Oppdriftsutstyret 72 reduserer generelt kreftene som virker gjennom rørdelen 24 og på koblingene i rørdelen 24 på grunn av vekten til rørdelen 24. [0031] In another embodiment, shown in Figure 4, the surface installation 20 is a service vessel such as an FPLA. A service vessel may include the first stage pump unit 14, the vessel 18 for delivery of the coating inhibitor or other materials to be injected, the controller 40 and the power source 32, so that the service vessel may provide materials for the injection operation. In addition, the service vessel can be used to deploy the control cable or other pipe parts 24. For this purpose, a winch device 64 can be used to control the unwinding of a cable 66 attached to the end assembly 68 which is connected to the end of the control cable. As the cable 66 is spooled by the service vessel, the end assembly 68 on the control cable can be lowered to the subsea position 22, so as to deploy the control cable, which can also be spooled by the service vessel, e.g. from coil 70. A remotely operated vehicle (ROV) or other submersible control equipment may be used to assist in the connection of the control cable end assembly 68 to which the second stage pump assembly 16 is attached, or a portion of the subsea manifold 62. Alternatively, the control cable end assembly 68 may be adapted for to attach to the second stage pump unit 16 and/or the manifold 62, e.g. autonomously or under operator control. In some embodiments, the control cable end assembly 68 may include other equipment to assist in attaching the control cable end assembly 68 to the second stage pump assembly 16 and/or the manifold 62, such as global positioning system (GPS) equipment, one or more cameras, propulsion units to monitor the position and the direction of the final assembly 68 of the control cable, electrical and/or hydraulic systems and the like. As shown in Figure 4, buoyancy equipment 72 can be attached to a variety of positions along the entire length of the pipe part 24 so that the buoyancy equipment 72 is deployed at different depths when the pipe part 24 is essentially in a vertical position. The buoyancy equipment 72 generally reduces the forces acting through the pipe section 24 and on the fittings in the pipe section 24 due to the weight of the pipe section 24.
[0032] I en annen utførelse, vist i figur 5, er andretrinnpumpeenheten 16 koblet til rørdelen 24 og settes ut fira overflateinstallasjonen 20 sammen med rørdelen 24. For eksempel og som illustrert kan rørdelen 24 være en kontrollkabel og kontrollkabelen og kabel 66 kan kobles til andretrinnpumpeenheten 16 før den settes ut. Andretrinnpumpeenheten 16 kan settes ut sammen med kontrollkabelen ved bruk av vinsjapparatet 64 til å kontrollere avspolingen av kabelen 66. Ettersom kabelen 66 spoles av tjenestefartøyet, kan andretrinnpumpeenheten 16 senkes ned til den undersjøiske posisjonen 22, hvorved kontrollkabelen settes ut og spoles av tjenestefartøyet. Posisjonen til og konfigurasjonen av andretrinnpumpeenheten 16 kan kontrolleres ved bruk av et fjernkontrolldrevet fartøy (ROV) eller annen nedsenkbart kontrollutstyr eller ved bruk av annet utstyr tilveiebrakt med andretrinnpumpeenheten 16, slik som et globalt posisjonssystem (GPS)-utstyr, ett eller flere kamera, fremdriftsenheter for kontroll av posisjon og retning på sluttmontasjen 68 til kontrollkabelen, elektriske og/eller hydrauliske systemer og lignende. [0032] In another embodiment, shown in figure 5, the second stage pump unit 16 is connected to the pipe part 24 and is set out for the surface installation 20 together with the pipe part 24. For example and as illustrated, the pipe part 24 can be a control cable and the control cable and cable 66 can be connected to the second stage pump unit 16 before it is deployed. The second-stage pump unit 16 can be deployed together with the control cable using the winch apparatus 64 to control the unwinding of the cable 66. As the cable 66 is spooled by the service vessel, the second-stage pump unit 16 can be lowered to the subsea position 22, whereby the control cable is deployed and spooled by the service vessel. The position and configuration of the second stage pumping unit 16 may be controlled using a remotely operated vehicle (ROV) or other submersible control equipment or using other equipment provided with the second stage pumping unit 16, such as a global positioning system (GPS) device, one or more cameras, propulsion units for checking the position and direction of the final assembly 68 of the control cable, electrical and/or hydraulic systems and the like.
[0033] Med rørdelen 24 konfigurert for tilkobling til første- og andretrinnpumpeenhetene 14,16, kan systemet 10 brukes til selektiv injisering av materialer inn i den undersjøiske brønnen 12.1 en typisk injeksjonsoperasjon drives førstetrinnpumpeenheten 14 ved et relativt lavt trykk, og andretrinnpumpeenheten 16 drives ved et relativt høyere trykk. Pumpeenhetene 14,16 kan tilveiebringe en flytrate for materialene inn i brønnen 12, og systemet 10 kan selektivt pumpe en serie materialer inn i brønnen 12. For eksempel kan forskjellige kjemikalier for gjennomføring av en forhåndsskylling, hovedskylling og etterskylling lagres i fartøyet(ene) 18. De forskjellige kjemikaliene kan leveres av systemet 10 til brønnen 12 suksessivt eller samtidig. I noen tilfeller kan fartøyet(ene) 18 inkludere oppvarmingsutstyr, slik som motstandsoppvarmere eller varmeomformere, for å justere temperaturen til kjemikaliene, f.eks. for å varme opp kjemikaliene og derved øke flytraten til kjemikaliene gjennom rørdelen 24. [0033] With the pipe section 24 configured for connection to the first and second stage pump units 14,16, the system 10 can be used for selective injection of materials into the subsea well 12.1 a typical injection operation, the first stage pump unit 14 is operated at a relatively low pressure, and the second stage pump unit 16 is operated at a relatively higher pressure. The pump units 14,16 can provide a flow rate for the materials into the well 12, and the system 10 can selectively pump a series of materials into the well 12. For example, different chemicals for carrying out a pre-rinse, main rinse and post-rinse can be stored in the vessel(s) 18 The different chemicals can be delivered by the system 10 to the well 12 successively or simultaneously. In some cases, the vessel(s) 18 may include heating equipment, such as resistance heaters or heat exchangers, to adjust the temperature of the chemicals, e.g. to heat up the chemicals and thereby increase the flow rate of the chemicals through the pipe part 24.
[0034] Rørdelen 24 kan konfigureres for å kommunisere mellom pumpeenhetene 14,16, f.eks. i tilfeller hvor rørdelen 24 er en kontrollkabel. Kontrollkabelen kan således transportere kjemikalier for en beleggreduksjonsbehandlingsoperasjon så vel som kommunisere signaler fra sensorer ved hver ende av kontrollkabelen, og/eller levere strøm, f.eks. for kontroll av driften av pumpeenhetene 14,16. Mer bestemt kan signaler fra sensorer 60 ved posisjonen på sjøbunnen 22 kommuniseres via kontrollkabelen til kontrolleren 40 ved overflateinstallasjonen 20, og kontrolleren 40 kan via kontrollkabelen tilveiebringe enten eller både driftsstrøm for drift av andretrinnpumpeenheten 16 og driftskommandoer for kontroll av driften av andretrinnpumpeenheten 16 og derved kontrollere injiseringen av materiale for gjennomføring av undersjøisk beleggreduksjonsbehandling. Kommunikasjon av slike signaler gjennom rørdelen 24 kan gjennomføres ved bruk av elektriske signaler gjennom elektrisk ledende elementer (f.eks. kopperkabler) i rørdelen 24 eller ved bruk av optiske signaler gjennom optisk ledende elementer (f.eks. fiberoptikk) i rørdelen 24.1 noen tilfeller kan andretrinnpumpeenheten 16 drives med energi fra den undersjøiske forgreningen 62 eller via en fri kobling som er koblet til den undersjøiske sluttmontasjen 68 for kontrollkabelen. [0034] The pipe part 24 can be configured to communicate between the pump units 14, 16, e.g. in cases where the pipe part 24 is a control cable. Thus, the control cable can transport chemicals for a scale reduction treatment operation as well as communicate signals from sensors at each end of the control cable, and/or supply power, e.g. for control of the operation of the pump units 14,16. More specifically, signals from sensors 60 at the position on the seabed 22 can be communicated via the control cable to the controller 40 at the surface installation 20, and the controller 40 can via the control cable provide either or both operating current for operating the second stage pumping unit 16 and operating commands for controlling the operation of the second stage pumping unit 16 and thereby controlling the injection of material for carrying out underwater coating reduction treatment. Communication of such signals through the pipe part 24 can be carried out using electrical signals through electrically conductive elements (e.g. copper cables) in the pipe part 24 or by using optical signals through optically conductive elements (e.g. fiber optics) in the pipe part 24.1 some cases the second stage pump unit 16 can be powered by energy from the subsea branch 62 or via a free coupling which is connected to the subsea end assembly 68 for the control cable.
[0035] I noen tilfeller er mengden materialer, slik som kjemisk belegginhibitor som brukes, relativt mindre enn det som er påkrevd ved andre anledninger i en konvensjonell fremgangsmåte for levering av materialet til den undersjøiske brønnen 12 via produksjonsledningen eller væskeflytlinjen, f.eks. fordi diameteren og volumet i rørdelen 24 generelt kan være mindre enn for en produksjonsledning på grunn av multi-trinnpumpearrangementet i herværende oppfinnelse. Videre, hvis rørdelen 24 er en kontrollkabel eller en annen relativ lavtrykks-, liten-diameterdel som ikke brukes for levering av produksjonsvæsker fra brønnen 12, kan mengden avfall og faste stoffer som pumpes inn i brønnhullet under injisering inn i brønnen 12 reduseres. Det betyr at selv om en rørledning eller en flytlinje typisk inneholder slikt avfall og slike faste stoffer, som kan injiseres inn i brønnen 12 dersom rørledningen eller flytlinjen brukes til injisering av væsker inn i brønnen 12, kan slik injisering av avfall og faste stoffer generelt unngås ved bruk av en separat rørdel 24 for injisering av belegginhibitoren eller andre materialer inn i brønnen 12. Det vil også verdsettes at nedetiden forbundet med injiseringen av materialer gjennom produksjonsledningen eller flytlinjen generelt kan unngås eller reduseres ved å bruke en separat rørdel 24 for injisering av materialet. [0035] In some cases, the amount of materials, such as chemical coating inhibitor used, is relatively less than that required on other occasions in a conventional method of delivering the material to the subsea well 12 via the production line or fluid flow line, e.g. because the diameter and volume of the pipe section 24 may generally be smaller than that of a production line due to the multi-stage pumping arrangement of the present invention. Further, if the tubing portion 24 is a control cable or other relatively low-pressure, small-diameter portion that is not used for delivery of production fluids from the well 12, the amount of waste and solids pumped into the wellbore during injection into the well 12 can be reduced. This means that even if a pipeline or a flowline typically contains such waste and such solids, which can be injected into the well 12 if the pipeline or flowline is used for injecting liquids into the well 12, such injection of waste and solids can generally be avoided using a separate pipe section 24 for injecting the coating inhibitor or other materials into the well 12. It will also be appreciated that the downtime associated with the injection of materials through the production line or flowline can generally be avoided or reduced by using a separate pipe section 24 for injecting the material .
[0036] Mange modifikasjoner og andre utførelser av oppfinnelsen som offentliggjøres her vil være nærliggende for en fagperson innen faget som denne oppfinnelsen angår med fordeler fra teknikken presentert i de foregående beskrivelsene og dertil hørende tegningene. Det skal derfor forstås slik at oppfinnelsen ikke skal være begrenset til de bestemte utførelsene som offentliggjøres og at modifikasjoner og andre utførelser er ment å være inkludert i rekkevidden av de tilføyde kravene. Selv om det nyttes bestemte terminologier her, brukes disse kun på en generisk og beskrivende måte og er ikke på noen måte begrensende. [0036] Many modifications and other embodiments of the invention disclosed here will be obvious to a person skilled in the field to which this invention relates with advantages from the technique presented in the preceding descriptions and accompanying drawings. It is therefore to be understood that the invention shall not be limited to the specific embodiments disclosed and that modifications and other embodiments are intended to be included in the scope of the added claims. Although certain terminologies are used herein, these are used only in a generic and descriptive manner and are not limiting in any way.
Claims (16)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US13804408P | 2008-12-16 | 2008-12-16 | |
| PCT/US2009/066519 WO2010074912A2 (en) | 2008-12-16 | 2009-12-03 | System and method for delivering material to a subsea well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20110997A1 true NO20110997A1 (en) | 2011-07-08 |
Family
ID=42288357
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20110997A NO20110997A1 (en) | 2008-12-16 | 2011-07-08 | SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US20110067881A1 (en) |
| CN (1) | CN102257240A (en) |
| AU (1) | AU2009330553A1 (en) |
| BR (1) | BRPI0923054A2 (en) |
| GB (1) | GB2478474B (en) |
| NO (1) | NO20110997A1 (en) |
| WO (1) | WO2010074912A2 (en) |
Families Citing this family (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100139924A1 (en) * | 2008-12-08 | 2010-06-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for removing plugs from subsea equipment through the use of exothermic reacting chemicals |
| GB2479725B (en) * | 2010-04-19 | 2012-08-22 | Technip France | Umbilical |
| EP2652236A4 (en) * | 2010-12-13 | 2017-05-17 | Chevron U.S.A., Inc. | Method, system and apparatus for deployment of umbilicals in subsea well operations |
| EP3242921A1 (en) * | 2015-01-06 | 2017-11-15 | Total SA | Process of providing a viscosified water for injecting into an underwater subterranean oil bearing formation and associated underwater facility |
| WO2017135941A1 (en) | 2016-02-03 | 2017-08-10 | Fmc Technologies Offshore, Llc | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment |
| GB2552693B (en) | 2016-08-04 | 2019-11-27 | Technip France | Umbilical end termination |
| WO2018059685A1 (en) | 2016-09-29 | 2018-04-05 | Prysmian S.P.A. | Cable with lightweight tensile elements |
| BR102018068428B1 (en) * | 2018-09-12 | 2021-12-07 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | NON-RESIDENT SYSTEM AND METHOD FOR DEPRESSURIZING EQUIPMENT AND SUBSEA LINES |
| NO345360B1 (en) * | 2018-12-04 | 2020-12-21 | Aker Solutions As | Power umbilical with impact protection |
| CN114845819B (en) * | 2019-09-13 | 2024-06-21 | 巴西石油公司 | Method for removing scale from a subsea manifold |
| US11268359B2 (en) | 2019-11-22 | 2022-03-08 | Conocophillips Company | Well stimulation operations |
Family Cites Families (25)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO175020C (en) * | 1986-08-04 | 1994-08-17 | Norske Stats Oljeselskap | Method of transporting untreated well stream |
| US4730677A (en) * | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Otis Engineering Corporation | Method and system for maintenance and servicing of subsea wells |
| GB2215402B (en) * | 1988-02-29 | 1992-06-17 | Shell Int Research | Apparatus for pumping well effluents |
| US7325606B1 (en) * | 1994-10-14 | 2008-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus to convey electrical pumping systems into wellbores to complete oil and gas wells |
| US5490562A (en) * | 1995-02-07 | 1996-02-13 | Paragon Engineering Services Incorporated | Subsea flow enhancer |
| ATE445761T1 (en) * | 1998-03-30 | 2009-10-15 | Kellogg Brown & Root Inc | SYSTEM FOR RETURNING LINES OF LARGE LENGTH TO THE PRODUCTION PLATFORM |
| WO2000008295A1 (en) * | 1998-08-03 | 2000-02-17 | Deep Vision Llc | An apparatus and method for killing a subsea well |
| AU778363B2 (en) * | 1998-12-21 | 2004-12-02 | Baker Hughes Incorporated | Closed loop chemical injection and monitoring system for oilfield operations |
| US7111687B2 (en) * | 1999-05-14 | 2006-09-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
| GB2358202A (en) * | 2000-01-12 | 2001-07-18 | Mentor Subsea Tech Serv Inc | Methods for boosting hydrocarbon production |
| US6488093B2 (en) * | 2000-08-11 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep water intervention system |
| US8171989B2 (en) * | 2000-08-14 | 2012-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well having a self-contained inter vention system |
| NO20030599L (en) * | 2002-02-11 | 2003-08-12 | Vetco Gray Scandinavia As | Integrated undersea power supply unit for drilling and production |
| US6702025B2 (en) * | 2002-02-11 | 2004-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic control assembly for actuating a hydraulically controllable downhole device and method for use of same |
| EP1353038A1 (en) * | 2002-04-08 | 2003-10-15 | Cooper Cameron Corporation | Subsea process assembly |
| FR2841321A1 (en) * | 2002-06-24 | 2003-12-26 | Atofina | FLEXIBLE PIPES BASED ON THERMOPLASTIC POLYMER AND POLYOLEFIN FOR THE OPERATION OF PETROLEUM OR GAS CAMPS |
| EP1529152B1 (en) * | 2002-08-14 | 2007-08-01 | Baker Hughes Incorporated | Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| NO20031569A (en) * | 2003-04-08 | 2004-06-21 | Soerco As | Method and apparatus for treating water to an injection well |
| BR0303094A (en) * | 2003-08-14 | 2005-04-05 | Petroleo Brasileiro Sa | Equipment for the production of oil wells |
| US7201229B2 (en) * | 2003-10-22 | 2007-04-10 | Vetco Gray Inc. | Tree mounted well flow interface device |
| US6998724B2 (en) * | 2004-02-18 | 2006-02-14 | Fmc Technologies, Inc. | Power generation system |
| CA2583270A1 (en) * | 2004-10-06 | 2006-04-13 | Oceaneering International, Inc. | Subsea fluid delivery system and method |
| US7481270B2 (en) * | 2004-11-09 | 2009-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea pumping system |
| US7225877B2 (en) * | 2005-04-05 | 2007-06-05 | Varco I/P, Inc. | Subsea intervention fluid transfer system |
| US7963335B2 (en) * | 2007-12-18 | 2011-06-21 | Kellogg Brown & Root Llc | Subsea hydraulic and pneumatic power |
-
2009
- 2009-12-03 WO PCT/US2009/066519 patent/WO2010074912A2/en active Application Filing
- 2009-12-03 US US12/630,046 patent/US20110067881A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-03 BR BRPI0923054A patent/BRPI0923054A2/en not_active IP Right Cessation
- 2009-12-03 AU AU2009330553A patent/AU2009330553A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-03 CN CN2009801504629A patent/CN102257240A/en active Pending
- 2009-12-03 GB GB1110532.7A patent/GB2478474B/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-07-08 NO NO20110997A patent/NO20110997A1/en not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB201110532D0 (en) | 2011-08-03 |
| AU2009330553A1 (en) | 2011-06-30 |
| GB2478474B (en) | 2013-11-06 |
| US20110067881A1 (en) | 2011-03-24 |
| BRPI0923054A2 (en) | 2015-12-15 |
| CN102257240A (en) | 2011-11-23 |
| WO2010074912A3 (en) | 2010-09-02 |
| WO2010074912A2 (en) | 2010-07-01 |
| GB2478474A (en) | 2011-09-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO20110997A1 (en) | SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE | |
| RU2468202C2 (en) | Control system | |
| US8955595B2 (en) | Apparatus and method for providing a controllable supply of fluid to subsea well equipment | |
| US6772840B2 (en) | Methods and apparatus for a subsea tie back | |
| US8469101B2 (en) | Method and apparatus for flow assurance management in subsea single production flowline | |
| US8684089B2 (en) | Method and system for circulating fluid in a subsea intervention stack | |
| US9695665B2 (en) | Subsea chemical injection system | |
| AU2015282418B2 (en) | Towable subsea oil and gas production systems | |
| OA11183A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| US10641065B2 (en) | Depressurisation method and apparatus for subsea equipment | |
| US20180135400A1 (en) | Subsea Reservoir Pressure Maintenance System | |
| BRPI1102236A2 (en) | subsea equipment connected and integrated with depressurization systems | |
| NO324110B1 (en) | System and process for cleaning a compressor, to prevent hydrate formation and/or to increase compressor performance. | |
| NO328389B1 (en) | Method and apparatus for lubricant injection in a subsea intervention system | |
| GB2480427A (en) | Subsea treatment chemical storage facility | |
| CN111133168B (en) | Running into the subsea riser string | |
| CN104324916B (en) | Hydrate administers sledge | |
| Mikalsen et al. | Un-Locking Subsea Reserves Through a System-Based Approach for Tie-Back Solutions | |
| AU735485B2 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
| US20200018138A1 (en) | Offshore floating utility platform and tie-back system | |
| CN103930644A (en) | Method and device for extending lifetime of a wellhead | |
| NO20210561A1 (en) | Subsea hydrate removal assembly | |
| MXPA05003789A (en) | Methods and apparatus for a subsea tie back. | |
| Silva et al. | Electrically heated pipe in pipe combined with electrical submersible pumps for deepwater development | |
| BRPI0504586B1 (en) | subsea heating module for hydrocarbon production and method for subsea storage and replacement |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |