NO20151258A1 - Systemer og fremgangsmåter for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væskeseparator ved anvendelse av én eller flere pumper på sjøbunnen - Google Patents

Description

[0001]Denne søknad krever fordelen av prioritet til US provisorisk søknad med serie nr. 61/604366, innlevert 28 februar 2012. Denne og alle andre ytterligere materialer som omtalt heri er innlemmet med referanse i sin helhet. Hvor en definisjon eller bruk av et begrep i en innarbeidet referanse er inkonsekvent eller motstridende med definisjonen av begrepet angitt heri, gjelder definisjonen av dette begrepet som angitt heri og definisjonen av dette begrepet i referanse gjelder ikke.

Området for oppfinnelsen

[0002]Området for oppfinnelsen er systemer og fremgangsmåter for trykkøkning av væsker på sjøbunnen.

Bakgrunn

[0003]Den følgende bakgrunnsomtale innbefatter informasjon som kan være nyttig for å forstå den foreliggende oppfinnelse. Det er ikke en innrømmelse at noe av informasjonen gitt heri er kjent teknikk eller relevant for den foreliggende krevde oppfinnelse, og at noen publikasjon spesifikk eller implisitt referert er tidligere kjent.

[0004]I en undervannsutvikling, er trykkøkning av fluidtrykk ved brannstedet nødvendig hvis det naturlige trykket er utilstrekkelig til å overvinne det hydro-statiske og friksjonsmessige trykkfallet i tilknytningsrørledningene. Tradisjonelt har trykkøkning blir oppnådd ved hjelp av forskjellige fremgangsmåter med reservoa-ret og brønnen. Det har imidlertid blitt stadig mer ønskelig å være i stand til å øke trykket ved sjøbunnen. Selv om en rekke av sjøbunns-trykkøkningsfremgangs-måter har blitt utviklet, lider alle disse av én eller flere ulemper.

[0005]For eksempel benytter en kjent fremgangsmåte flerfasepumping ved sjø-bunnen, som tar den fulle strømning og øker fluidtrykket ved å benytte sentrifu-gale, helikon-aksiale eller tvillingsskruepumper. Selv om disse pumper er konstru-ert for å håndtere et stort utvalg av gassvolumfraksjon (GVF), mislykkes utløps-trykket til pumpen å oppfylle nødvendige nivåer hvis GVF er for stor.

[0006]En annen kjent fremgangsmåte benytter "caisson"-separasjon og væskepumping, som er beskrevet i US-patent nr. 4676308 til Chow mfl.; US-patent nr. 4900433 til Dean mfl.; US-parent nr. 5474601 til Choi; US-patent nr. 6688392 til Shaw; og US-patent nr. 7766081 til Brown mfl. Denne fremgangsmåte har vært benyttet i de forskjellige prosjekter som innbefatter for eksempel Texaco™ Highlander, Petrobras™ VASPS (Vertical Annular Separation and Pumping System) tester, Shell™ BC-10, og Shell Perdido.

[0007]I caisson- (senkekasse-) separasjon og væskepumping, blir de produserte fluider fløyet inn i ringrommet til en senkekasse (eller dummy-brønn) og rør-strengen er installert under sjøbunnen. Typiske senkekasser er flere hundre fot lange. Ettersom de produserte fluider beveger seg inn i ringrommet, separeres fluidene til gass og væske. Gassen strømmer oppover i ringrommet og går ut av senkekassen gjennom toppen. Væsken akkumulerer i bunnen, og er påført trykk ved den elektriske neddykkbare installert ved bunnen av rørstrengen. Den trykkpåførte væske strømmer ut av senkekassen gjennom røret. Senkekasse-separasjon og væskepumping er ugunstig fordi det generelt krever en borerigg for å installere senkekassen og for reparasjon eller utskrifting av de elektriske nedsenkbare pumper (ESP). Den høye kostnaden for borerigger, spesielt de for dypt vann, øker betydelig kostnaden for installasjon, vedlikehold og reparasjon.

[0008]Det er også kjent å pumpe fullprodusert strøm ved å benytte en ESP installert ved sjøbunnen eller i et stigerør. Se f.eks. US-patent nr. 6412562 til Shaw; US-patent nr. 7516795 til Euphemio mfl.; US-patent nr. 7565932 til Lawson; US-patent nr. 8083501 til Scarsdale; og US-patentpublikasjon nr. 2010/0119380 til Wilson mfl. (publisert mai 2010). Slike fremgangsmåter er imidlertid ufordelaktig ved at ESP bare kan håndtere en gassvolumfraksjon (GVF) på opp til 30% i de fleste anvendelser, som vanligvis begrenser fremgangsmåtenes anvendbarhet til tung-olje med tilstrekkelig høyt trykk ved pumpens innløp for å holde GVF innen et påkrevet område.

[0009]En annen kjent fremgangsmåte er å benytte en undervanns stigerør-separator, som er omtalt i US-patent nr. 6651745 til Lush mfl. Denne fremgangsmåte benytter et stigerør ved sjøbunnen med en hydraulisk drevet sentrifugal-pumpe for å øke trykket i væsken. Slike fremgangsmåter kan imidlertid være problematisk da den nødvendige stigerørshøyde kan være betydelig og stigerøret er derfor tilbøyelig til stabilitetsproblemer. I tillegg øker behovet for et stigerør kostnaden for fabrikasjon og installasjon og begrenser tilgjengeligheten av fartøy som har den nødvendige installasjonsevne.

[0010]Det er således fremdeles et behov for systemer og fremgangsmåter konfigurert for å separere gass og væske slik at GVF av væsken er redusert idet én eller flere pumper anvendes for å trykklade væskene i separatoren til et ønsket nivå.

Sammenfatning av oppfinnelsen

[0011]Oppfinnelsesgjenstanden tilveiebringer apparat, systemer og fremgangsmåter der man kan øke trykket av væsker ved sjøbunnen ved å benytte én eller flere pumper nedsenket i en hydrokarbongass-væskeseparator. I foretrukne utførelser er den ene eller flere pumper, og fortrinnsvis én eller flere ESP-er, installert i en væskelagerseksjon av gass-væske-separatoren lokalisert på sjøbunnen. Den ene eller flere pumper kan velges slik at de sammen øker trykket av væsken til et nødvendig nivå.

[0012]Oppfinnelsesgjenstanden omtalt heri er anvendbar for både nye under-vannstilknytninger og ettermontering av eksisterende fasiliteter, og kan således konfigureres for å tilpasse seg til en rekke ulike strømningshastigheter avhengig av den spesifikke anvendelse. Muligheten for å ettermontere eksisterende fasiliteter forbedrer fordelaktig undervannsproduksjon av disse fasiliteter. Slike eksisterende fasiliteter kan innbefatte de fasiliteter som er anbrakt på grunt (f.eks. < 304,8 meter (1000 fot)) eller dypt vann (f.eks. mellom 304,8 - 1524 meter (1000-5000 fot)) installasjoner og som har lav til middels strømningsmengder (f.eks. 2000-10000 BOPD), moderate designtrykk (f.eks. omkring 5000 psig) og høy GVF (f.eks. minst 80%). Nye dypvannsinstallasjoner kan innbefatte de som er anbrakt under vann ved en dybde på mellom for eksempel 2134-3048 meter (7000-10000 fot), og som har strømningsmengder (f.eks. 20000-30000 BOPD), høyt designtrykk (f.eks. minst 10000 psig) og middels GVF (f.eks. mellom 40%-70%).

[0013]Det er overveid at systemene og fremgangsmåtene omtalt heri kan være anvendbare for undervanns flerfase pumpeinstallasjoner hvor den totale brønn-strøm GVF er mellom 40%-100% og pumpedifferensialtrykk er mellom omkring 700 psig til omkring 3300 psig.

[0014]Med mindre sammenhengen tilsier det motsatte, skal alle områdene som angitt heri tolkes som å være inklusiv for deres endepunkter, og bør tolkes åpent for å inkludere kommersielle og praktiske verdier. Likeledes bør alle opplistinger av verdier betraktes som inklusiv for mellomliggende verdier med mindre sammenhengen indikerer det motsatte.

[0015]Forskjellige mål, trekke, aspekter og fordeler med oppfinnelsesgjenstanden vil tydelige fremkomme fra den følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utfør-elser, sammen med de vedføyde tegningsfigurer i hvilke like numre representerer like komponenter.

Kort beskrivelse av tegningen

[0016]Figur 1 er en skjematisk fremstilling av en utførelse av et system for trykk-økning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator.

[0017]Figur 2 er en skjematisk fremstilling av en annen utførelse av et system for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator.

[0018]Figur 3 er et skjema av en annen utførelse av et system for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator.

[0019]Figur 4 er et perspektivriss av en én utførelse av et system for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator.

[0020]Figur 5 er et skjema av en annen utførelse av et system for trykkøkning av væsker fra en brønn i en hydrokarbon gass-væske-separator.

[0021]Figur 6 er et flytskjema over en utførelse av en fremgangsmåte for å øke et trykk av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator anbrakt på sjøbunnen.

Detaljert beskrivelse

[0022]Man bør forstå at de omtalte teknikker i mange fordelaktige tekniske effekter som innbefatter (i) å redusere GVF av væsken, som muliggjør anvend-elsen for produksjon med høy GVF som overskrider grensen for sjøbunn multi-fasepumping; (ii) å redusere de initielle og langsiktige kostnader for systemet ved å benytte ESP-er; (iii) å eliminere behovet for caisson (senkekasse), som derved også reduserer installasjonskostnaden; (iv) å tillate bruken av ESP-er i under-vannsinstallasjoner med mye høyere gass til væske-forhold; (v) å redusere den vertikale dimensjon av installasjonen, noe som gjør at systemet kan installeres ved hjelp av flere fartøyer samtidig idet den totale kostnaden for systemet også redu-seres. Det er fordelaktig overveid at systemet beskrevet heri kan installeres, vedlikeholdes og gjenvinnes med et middelhastighetsfartøy (MSV), uten å kreve en borerigg.

[0023]Den følgende omtale gir mange eksempelutførelser av søknadsgjenstan-den. Selv om hver utførelse representerer en enkel kombinasjon av oppfinneriske elementer, er søknadsgjenstanden ansett for å innbefatte alle mulige kombina-sjoner av de omtalte elementer. Således, hvis en utførelse omfatter elementer av A, B og C, og en andre utførelse omfatter elementer B og D, så er den oppfinneriske søknadsgjenstand også ansett for å innbefatte alle gjenværende kombinasjo-ner av A, B, C eller D, selv om ikke eksplisitt omtalt.

[0024]I fig. 1 er et system 100 for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator 102 på en sjøbunn, vist. I foretrukne utførelser kan separatoren 102 omfatte en generelt horisontal undervannsseparator med øvre og nedre seksjoner 104 og 106. Som benyttet heri betyr betegnelsen "generelt horisontal" innen 15 grader av horisontalen. I noen overveide utførelser, omfatter hver av de øvre og nedre seksjoner 104 og 106 en sylindrisk beholder som er anbrakt med en svak helning med hensyn til sjøbunnen, og fortrinnsvis ikke mer enn 30 grader. Fortrinnsvis kan den øvre seksjonen 104 omfatte separasjonsseksjonen og bunn-seksjonen 106 kan omfatte seksjonen for væskeopphold. I slike utførelser kan den øvre seksjonen innbefatte en gass-væske-grenseflate som vist i fig. 1. På samme måte som tradisjonelle gass-væske-separatorer, kan i slike utførelser gassen gå ut av den øvre seksjonen av separatoren 102 gjennom en ledning 108 i den øvre seksjonen 104. Fra ledning 108 er det overveid at gass kan strømme naturlig gjennom en separatorgassrørledning slik som den som vist i fig. 5, eller gjennom en ledning bygd inn i en navlestreng. Alternativt kan i det minste en del av gassen komprimeres og blandes med den pumpede væske.

[0025]Separatoren kan være en hvilken som helst kommersiell passende type som innbefatter for eksempel flernivå-forbundne rør, fingertype sluggfangere, vertikale separatorbeholdere med stor diameter, og en lang seksjon av rør med stor diameter. Imidlertid, i en spesiell foretrukket utførelse, omfatter separatoren flernivå-rørsystem med et første sett av rør anbrakt i en øvre seksjon 104 og et andre sett av rør anbrakt under den øvre seksjon 104. Et eksempel på dette er vist i fig. 4, selv om det er overveid at hvert sett av rør kan innbefatte for eksempel minst fem, og enda ytterligere minst ti rør, i parallell. Bruken av flere bøyer eller sett av rør muliggjør at systemet 100 har en høy grad av skalerbarhet for et bredt område av strømningsmengder (hastigheter), da ytterligere rør kan tilføres eller fjernes avhengig av den spesifikke anvendelse. I tillegg tillater bruken av rør-systemet 100 til å være godt egnet for dypvanns- og ultra-dypvanns miljøer.

[0026]Det er overveid at rørene hver kan omfatte en lengde på mellom 18,29-30,48 meter (60-100 fot), og mer foretrukket mellom 22,86-25,91 meter (75-85 fot) i lengde. Den faktiske lengde og andre dimensjoner av rørene vil imidlertid av-henge av den spesifikke anvendelse som innbefatter volumet av væskelager som er nødvendig og dimensjonene og antallene av pumper. Det er videre overveid at rørene kan fungere som sluggfangere (væskefangere) på grunn av de lave gass-og væskehastigheter i separatoren 102. De lave hastigheter hjelper også til med å redusere væskeoverføring, og redusere, og fortrinnsvis eliminere behovet for anti-skummere.

[0027]De øvre og nedre seksjoner 104 og 106 kan fluidmessig koble ledningen 110 og 112 som hver fortrinnsvis er av størrelse og dimensjonert for å legge til rette for (a) væskestrømning gjennom ledningene 110 og 112 uten å medbringe gass og (b) migreringen av gass fra den nedre seksjonen 106 til den øvre seksjonen 104. Selv om doble ledninger er vist, er det viktig å tilveiebringe passende forbindelser mellom de øvre og nedre seksjoner 104 og 106 (dvs. gass-separasjonsseksjonen og væskeoppholdsseksjonen) for å tillate damp å unnslippe fra væsken i den nedre seksjonen 106 og, samtidig legge til rette for at separert væske fra den øvre seksjonen 104 strømmer til den nedre seksjonen 106. Således, avhengig av den totale lengde av separatoren 102 innbefattende de øvre og nedre seksjoner, og andre faktorer, kan tre eller flere forbindelser mellom de øvre og nedre seksjoner 104 og 106 benyttes for å oppnå dette målet.

[0028]Én eller flere pumper 114, fortrinnsvis kompakte oljefeltpumper, og mer foretrukket elektriske nedsenkbare pumper (ESP-er), kan installeres i den nedre seksjonen 106 (dvs. væskelagerseksjonen). I noen overveide utførelser kan den ene eller flere pumper 114 være nedsenket innen separatoren 102, og selv innen den nedre seksjonen 106. Hvis nødvendig for væskeoppholdstiden eller pumpe-operasjoner kan for eksempel ytterligere sylindriske beholdere tilføres mellom de øvre og nedre seksjoner 104 og 106. Suget til ESP-en 114 er fortrinnsvis ved den nedre ende av væskeseksjonen 106, som vist i fig. 1, for å minimalisere mengden av dampoverføring. I foretrukne utførelser er separatoren 102 av størrelse og dimensjonert for å opprettholde GVF-en i væsken ved pumpesuget innen er passende område for den ene eller flere pumper 114 eller annen kommersielt egnet kompakt oljefeltpumpe. Separatoren 102 reduserer fordelaktig GVF-en til væsken for å tillate bruken av velprøvde og kostnadseffektive pumper slik som ESP-er hvor det ellers kanskje ikke vil være mulig.

[0029]Det er videre overveid at systemet 100 kan innbefatte to eller flere pumper, og fortrinnsvis to eller flere ESP-er, for å tilveiebringe redundans i systemet 100 og derved gi rom for vedlikehold eller utskifting av en ESP eller annen pumpe idet interferens med systemoperasjon minimeres.

[0030]Den nedre seksjonen 106 til separator 102 kan være av størrelse og dimensjonert slik at den nedre seksjonen 106 er tilstrekkelig dimensjonert for å sørge for at gassbobler migrerer til gassfasen i separatoren 102. I tillegg kan væskestrøm-men til én eller flere pumper 114 føres på en slik måte for å avkjøle pumpens motor ettersom væsken nærmer seg pumpens sug (innløp). Den ene eller flere pumper 114 øker fordelaktig trykket av væsken til det nødvendige nivå. Væsken kan gå ut av separatoren 102 gjennom utløpsledning 118. Elektrisk kabel 120 kan være installert sammen med utløpskanalen 118 for å sørge for kraft til den ene eller flere pumper 114.

[0031]For anvendelser med høy faststoffproduksjon kan system 100 innbefatte et spylesystem for periodisk fjerning av avsatt faststoff, som kan være konfigurert for å kjøre gjennom ESP-en til væskeutløpsledningen 118. I ekstreme tilfeller kan en kompakt sandutskiller være installert oppstrøms av systemet 100.

[0032]Som vist i fig. 1, kan en øvre sammenstilling 122 være koblet til separatoren 102 ved eller nær der væsken går ut av separatoren gjennom utløpskanalen 118. Den øvre sammenstilling 122 kan være koblet til separatoren 102 via flenser eller andre kommersielt egnede festeanordninger. Den øvre sammenstilling 102 kan også tilveiebringe en passende elektrisk forbindelse for den elektriske kabel 120.

[0033]Skulle den ene eller flere pumper 114 behøve å repareres eller skiftes ut, kan separatoren 102 fordelaktig flyttes til vannets overflate. I slike tilfeller kan den øvre sammenstilling 122, utløpsledningen 118, og den ene eller flere pumper 114 fjernes fra separatoren 102 og senere installeres på nytt etter at vedlikeholds-aktivitetene er fullført.

[0034]Som vist i fig. 2 kan den øvre sammenstilling 122 alternativt være konfigurert slik at utløpskanalen 218 og den ene eller flere pumper 214 er anordnet separat fra, men koblet til, separatoren 202. På denne måten, hvis den ene eller flere pumper 214 skulle kreve vedlikehold eller utskifting, vil kun pumpehuset være nødvendig å gjenvinne ved vedlikehold og derved redusere tiden og vedlikeholds-kostnaden. Med hensyn til den gjenværende numre i fig. 2, gjelder de samme betraktninger for like komponenter med like numre i fig. 1.

[0035]Figur 3 illustrerer et skjema for en annen utførelse av et system for trykk-økning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator 300 på en sjøbunn. Med hensyn til de gjenværende numrene i fig. 3, gjelder de samme betraktninger for like komponenter med like numre i fig. 1.

[0036]Figur 4 illustrerer en annen utførelse av et system 400 for trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator 402. Separatoren kan innbefatte doble rør i både de øvre og nedre seksjoner 404 og 406. Selv om doble rørsystem er vist, er det overveid at tre eller flere rør kan være innbefattet i hver av de øvre og nedre seksjoner 404 og 406 avhengig av den spesifikke anvendelse. Fortrinnsvis er de øvre og nedre seksjoner 404 og 406 anbrakt i parallell med hensyn til hverandre, og er fortrinnsvis anbrakt med en svak helning med hensyn til sjø-bunnen, slik at innløp 401 er lavere enn utløp 408.

[0037]Som vist i fig. 4 kan de øvre og nedre seksjoner av rør være fluidmessig koblet via forbindelsesledninger 410 og 412. Som omtalt ovenfor, selv om i alt fire forbindelsesledninger er vist, kan antallet av forbindelsesledninger varieres for å tillate damp å unnslippe fra væske i den nedre seksjonen 106 og, samtidig legge til rette for at separert væske fra den øvre seksjonen 404 strømmer til den nedre seksjonen 406.

[0038]Figur 5 illustrerer en annen utførelse av et system 500 for trykkøkning av væsker fra en brønn i en hydrokarbon gass-væske-separator. Brønnen kan være fluidmessig koblet til systemet 500 via en forbindelsesledning. Systemet 500 innbefatter fortrinnsvis gass-væske-separatoren og i det minste en pumpe og fortrinnsvis i det minste én ESP. Den trykksatte fluidstrøm fra den i det minste ene pumpe og gasstrømmen kan mates gjennom gass- og væske-produktledninger til for eksempel en flytende plattform.

[0039]I fig. 6 er én utførelse av en fremgangsmåte for å øke et trykk av fluider i en hydrokarbon gass-væske-separator anbrakt ved sjøbunnen, vist. I trinn 610 er en separator anordnet med øvre og nedre seksjoner som er fluidmessig koblet ved i det minste én ledning. I trinn 620 kan et brønnutgangsfluid mottas i den øvre seksjonen av separatoren. Separatoren er konfigurert for å separere et gassparti av brønnutgangsfluidet fra et flytende parti i trinn 630. Til slutt, i trinn 640, kan et trykk av væskepartiet økes ved å benytte en første pumpe for å frembringe et trykksatt utløpsfluid.

[0040]Den første pumpe kan omfatte en ESP i trinn 642, og den første pumpe er fortrinnsvis nedsenket innen den nedre seksjon av separatoren i trinn 644.

[0041]I trinn 612 kan separatoren være anbrakt generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen, de øvre og nedre seksjoner omfatter øvre og nedre sylindre, og de øvre og nedre sylindre er noe skråstilt med hensyn til sjøbunnen. I trinn 614 er den øvre sylinderen anbrakt omtrent parallell med den nedre sylinderen.

[0042]I trinn 616 er de øvre og nedre seksjoner hver anbrakt generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen. I trinn 618 er separatoren av størrelse og dimensjonert slik at gassvolumfraksjonen av væsken ved et innløp til den første pumpen fortrinnsvis er mellom 40%-70%.

[0043]Som benyttet i beskrivelsen heri og ut gjennom kravene som følger, innbefatter betydningen av "et", "en" og "den" flertallsreferanse med mindre sammenhengen klart tilsier noe annet. Også, som benyttet i beskrivelsen heri, innbefatter betydningen av "i", "i" og "på" med mindre sammenhengen klart tilsier noe annet. Også betegnelsen "omtrent" betyr innen fem prosent (5%) med mindre annet er definert heri.

[0044]Resitasjonen av områder av verdier heri er kun ment å tjene som en kortform-fremgangsmåte for å henvise individuelt til hver separate verdi som faller innen området. Med mindre annet er indikert heri, er hver individuelle verdi innlemmet i beskrivelsen som om den ble individuelt angitt heri. Alle fremgangsmåter beskrevet heri kan utføres i enhver passende rekkefølge, med mindre annet er angitt her, eller på en annen måte klart motsagt ved sammenhengen. Anvendel-sen av noen eller alle eksempler, eller eksemplifiserende språk (f.eks. "slik som") fremskaffet med hensyn til visse utførelser heri er ment kun å bedre belyse oppfinnelsen og utgjør ikke en begrensning av omfanget av oppfinnelsen ellers krevet. Intet språk i beskrivelsen skal tolkes som å indikere noe ikke-krevet element som er vesentlig for utøvelsen av oppfinnelsen.

[0045]Grupperinger av alternative elementer eller utførelser av oppfinnelsen omtalt skal ikke oppfattes som begrensninger. Hver gruppedel kan refereres til og kreves individuelt eller i enhver kombinasjon med andre deler av gruppen eller andre elementer funnet heri. Én eller flere deler av en gruppe kan være innbefattet i, eller slettet fra, en gruppe på grunn av bekvemmelighet og/eller patenterbarhet. Når en slik inkludering eller sletting skjer, er beskrivelsen heri ansett for å inne-holde gruppen som modifisert og således oppfyller den skrevne beskrivelse av alle Markush-grupper benyttet i de vedføyde kravene.

[0046]Som benyttet heri, og med mindre sammenhengen tilsier noe annet, er betegnelsen "koblet til" ment å innbefatte både direkte kobling (hvor to elementer som er koblet til hverandre kontakter hverandre) og indirekte kobling (hvor i det minste et ytterligere element er lokalisert mellom de to elementer). Derfor er betegnelsene "koblet til" og "koblet med" benyttet synonymt.

[0047]Det bør være åpenbart for de som er faglært på området at mange modifi-kasjoner ved siden av de som allerede er beskrevet er mulig uten å avvike fra de oppfinneriske konsepter heri. Den oppfinneriske søknadsgjenstand er derfor ikke begrenset unntatt i omfanget av de vedføyde kravene. Dessuten, ved å tolke både beskrivelsen og kravene, skal alle betegnelser tolkes på den bredest mulige måte i overensstemmelse med sammenhengen. Spesielt bør betegnelsene "omfatte" og "omfatter" tolkes som å referere til elementer, komponenter, eller trinn på en ikke-eksklusiv måte, som indikerer at de refererte elementer, komponenter, eller trinn kan være tilstede, eller benyttes eller kombineres med andre elementer, komponenter, eller trinn som ikke er uttrykkelig referert til. Hvor spesifikasjonskravene viser til i det minste én av noe valgt fra gruppen bestående av A, B, C .... og N, skal teksten tolkes som å kreve kun ett element fra gruppen, ikke A pluss N, eller B pluss N, etc.

Claims (20)

1. Et system konfigurert for å tillate trykkøkning av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator anbrakt ved sjøbunnen, omfattende: en separator med øvre og nedre seksjoner som er fluidkoblet ved i det minste én ledning som forløper fra den nedre seksjon til den øvre seksjon; en første pumpe koblet til separatoren og konfigurert for å øke et trykknivå av væske i den nedre seksjonen idet separatoren er anbrakt på sjøbunnen.

2. System ifølge krav 1, hvori den første pumpe omfatter en elektrisk nedsenk-bar pumpe (ESP).

3. System ifølge krav 1, hvori den første pumpe er nedsenket innen den nedre seksjon av separatoren.

4. System ifølge krav 1, hvori separatoren er koblet til sjøbunnen.

5. System ifølge krav 1, hvori de øvre og nedre seksjoner hver er anbrakt generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen.

6. System ifølge krav 1, som videre omfatter en øvre sammenstilling koblet til separatoren, og konfigurert for å koble en væskeutløpsledning anbrakt på utsiden av separatoren med i det minste én av (a) en andre væskeutløpsledning anbrakt på innsiden av separatoren og (b) den første pumpen.

7. System ifølge krav 6, hvori den øvre sammenstilling er videre konfigurert for å tilveiebringe en elektrisk forbindelse til den første pumpe.

8. System ifølge krav 6, hvori den øvre sammenstilling er fjernbart koblet til separatoren slik at separatoren kan heves til en vannoverflate idet den øvre sammenstillingen forblir ved sjøbunnen.

9. System ifølge krav 1, hvori separatoren er av størrelse og dimensjonert slik at en gassvolumfraksjon av væsken ved et innløp til den første pumpen er mellom 40%-70%.

10. System ifølge krav 1, hvori separatoren er anbrakt generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen, og hvori de øvre og nedre seksjoner omfatter øvre og nedre sylindre, og hvori de øvre og nedre sylindre hver har en helning mellom 5-15 grader med hensyn til sjøbunnen.

11. System ifølge krav 10, hvori den øvre sylinderen er anbrakt omtrent parallell til den nedre sylinderen.

12. System ifølge krav 10, hvori den øvre sylinderen omfatter en brønninnløps-ledning og en gassutløpsledning.

13. System ifølge krav 1, hvori den første pumpe er fjernbart koblet til en første ende av den nedre seksjon.

14. En fremgangsmåte for å øke et trykk av væsker i en hydrokarbon gass-væske-separator anbrakt ved sjøbunnen, omfattende: å tilveiebringe en separator med øvre og nedre seksjoner som er fluidmessig koblet ved i det minste én ledning; å motta et brønnutgangsfluid i den øvre seksjonen; hvori separatoren konfigureres for å separere et gassparti av brønnutgangs-fluidet fra et væskeparti; og å øke trykk av væskepartiet ved å benytte en første pumpe for å fremskaffe et trykksatt utgangsfluid.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori den første pumpe omfatter en ESP.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori den første pumpe neddykkes innen den nedre seksjon av separatoren.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori separatoren anbringes generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen, og hvori de øvre og nedre seksjoner omfatter øvre og nedre sylindre, og hvori de øvre og nedre sylindre skråstilles noe med hensyn til sjøbunnen.

18. Fremgangsmåte ifølge krav 17, hvori den øvre sylinderen anbringes omtrent parallell til den nedre sylinderen.

19. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori de øvre og nedre seksjoner hver anbringes generelt horisontalt med hensyn til sjøbunnen.

20. Fremgangsmåte ifølge krav 14, hvori separatoren er av størrelse og dimensjoneres slik at en gassvolumfraksjon av væsken ved et innløp til den første pumpen er mellom 40%-70%.