NO20130170A1 - System og fremgangsmate for hydrokarbonproduksjon fra en bronn - Google Patents

Abstract

Et system for produksjon av hydrokarboner fra en brønn omfatter en tømmeenhet som tar imot væsker fra et brønnhode. Tømmeenheten separerer oljen og gassen, og oljen pumpes inn i en rørledning. Bruken av tømme- enheten og pumpen bidrar til å redusere trykket på brønnhodet som hjelper til å øke produksjonen. Gassen som separeres fra tømmeenheten komprimeres og reinjiseres inn i brønnen for å danne et gassløft som bidrar ytterligere til å øke produksjonen. Oppsamling og reinjisering av den utskilte gassen for gassløftoperasjoner reduserer miljøskader forbundet med konvensjonelle tømmeenheterog pumpemontasjer. Tømmeenheten, kompressoren og pumpen er modulære for hurtigere installasjon og mindre plasskrav. Etter å ha økt den produktive levetiden til et første reservoar, kan systemet demonteres og monteres på nytt for bruk på et annet reservoar.

Description

OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN

[0001] Den foreliggende oppfinnelsen er generelt relatert til hydrokarbonproduksjon og mer spesielt til produksjon av hydrokarboner ved hjelp av kunstig løfting.

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

[0002] To former for kunstig løfting som bidrar til å forlenge levetiden til hydrokarbon-brønner, er bruken av gassløft og brønntømmingsenheter. Disse to formene for kunstig løfting er vanlig kunnskap i næringen og brukes rundt hele verden. Hver av fremgangs-måtene har videre naturlige utfordringer, særlig i offshoremiljøer hvor kostnader og plass er viktige begrensninger.

[0003] Når reservoartrykket synker på grunn av uttømming, går dette ut over løftytelsen i oljebrønner og på et visst punkt kan ikke brønnen lenger produsere væsker til overflaten naturlig eller økonomisk på grunn av at trykket i reservoaret ikke er høyt nok til å overkomme det hydrostatiske hodet på væskene mellom dette og produksjonstrærne på plattformen. For å øke hydrokarbonproduksjonen, må løftytelsen eller innstrømningsytelsen forsterkes. Hvis innstrømningsytelsen ikke kan endres, som vanligvis er tilfelle, må den vertikale løftytelsen forbedres for at brønnen skal strømme. To effektive måter å gjøre dette på, er å redusere strømningstrykket ved brønnhodet fra overflaten eller å redusere det hydrostatiske hodet til væsken i produksjonsrør-ledningen. Trykkreduksjon ved overflaten kan oppnås ved bruk av en brønntømmings-enhet (WUU). Dette innebærer bruken av pumpeutstyr på overflaten for å redusere mottrykket fra brønnen og slik gjøre det mulig med oppstrømning fra brønnen til overflaten. Væskene pumpes deretter inn i produksjonsrørledningen ved høyere trykk. Problemet forbundet med den konvensjonelle brønntømmingsprosessen, er at all gass som produseres ventileres til atmosfæren og går tapt. Dette er både et miljøproblem og en tapt produksjons-/fortjenestemulighet, da gassen har verdi og kunne vært solgt.

[0004] Gassløft er en annen effektiv form for kunstig løft som brukes i stort omfang i næringen. Gassløft involverer prosessen med injeksjon av gass under høyt trykk inn i brønnringrommet, typisk ringrommet mellom produksjonsrøret og den innerste brønnforingen. Gassen går inn i produksjonsrøret flere tusen fot under overflaten gjennom en sikkerhetsventil og har den ønskede effekten å redusere væskegraden i røret og slik redusere strømningstrykket i borehullet. Dette øker avtappingen i brønnen og øker både væskerater og -reserver.

[0005] Hovedproblemet med å bruke et gassløft i en brønn, er at det er behov for gass under høyt trykk, vanligvis høyere enn 1000 psi. Denne gasskilden kan komme fra andre høytrykks gassbrønner som produseres på plattformen eller ved installasjon av en kompressor for å ta imot gass under lavt trykk, komprimere den, og bruke den til gassløfting.

[0006] I mange tilfeller er bruk av gass under høyt trykk fra andre brønner ikke et driftsalternativ. Selv om det finnes en brønn med gass under høyt trykk, er dette i tillegg bare en kortsiktig løsning, da reservoartrykket faller raskt og gasstrykket snart når et punkt som ikke er tilstrekkelig for gassløfting. Det andre alternativet er å installere en gassløftkompressor. Dette foretrekkes, da trykket kan reguleres og en stabil gassforsyning kan oppnås. Problemet med dette alternativet er imidlertid den høye kostnaden, store avtrykk og at det er umulig å flytte kompressorene. En gassløft-kompressor krever vanligvis en investering på mer enn $2 millioner (US). I tillegg er enhetene ikke mobile - kostnaden ved å flytte en gassløftkompressor fra én plattform til en annen er høyere enn prisen på kompressoren. En gassløftkompressor er også plasskrevende og tar opp en stor del av plassen på dekket på en offshore plattform. Hvis en plattform ikke kan gi plass til installasjonen av en gassløftkompressor på grunn av økonomiske- eller plassbegrensninger, blir hydrokarboner vanligvis etterlatt i reservoaret.

SAMMENDRAG AV OPPFINNELSEN

[0007] Den foreliggende oppfinnelsen gir en brønntømmingsenhet og et kompressorsystem og en tilknyttet fremgangsmåte for produksjon av hydrokarboner fra en brønn i fluidkommunikasjon med en reservoarformasjon. I henhold til en utforming inkluderer systemet en tømmeenhet som er konfigurert for å ta i mot et produksjonsfluid med hydrokarboner fra en brønn via et produksjonstre og separere den produserte væsken inn i et flytende fluid og et gassfluid. Tømmeenheten kan feks. være en trefase separator konfigurert for å separere vann fra produksjonsfluidet, og/eller tømmeenheten kan ha en kinetisk separator slik som en sylindrisk gass-væske-syklon. En kompressor i fluidkommunikasjon med tømmeenheten konfigureres for å ta i mot gassfluidet fra tømmeenheten og komprimere gassfluidet til et forhåndsbestemt trykk, slik at gassfluidet kan reinjiseres inn i brønnen for å hjelpe til å løfte produksjonsfluidet fra reservoarformasjonen til produksjonstreet. En gass-samlestokk konfigureres for å ta imot det komprimerte gassfluidet fra kompressoren og fordele gassfluidet til minst ett produksjonstre og minst én tilhørende brønn. En pumpe konfigureres for å ta imot flytende fluider fra tømmeenheten, øke væsketrykket på det flytende fluidet og levere det flytende fluidet til en rørledning. Pumpen, som kan f.eks. være plassert på en offshore overflateinstallasjon, kan konfigureres for å levere det flytende fluidet til en undersjøisk rørledning plassert på en havbunn, slik at det flytende fluidet kan transporteres gjennom rørledningen til et fjerntliggende sted, slik som et landbasert foredlingssted.

[0008] Tømmeenheten, kompressoren og gass-samlestokken kan konfigureres for å drives som et hovedsakelig lukket gassløftsystem, slik at tømmeenheten tar imot gassfluidet som først var injisert inn i brønnen.

[0009] I noen tilfeller kan systemet leveres som et modulsystem som kan omplasseres avhengig av behovene i reservoaret. Spesielt kan tømmeenheten, kompressoren, gass-samlestokken og pumpen plasseres på én eller flere sklirammer, slik at hver skliramme enkelt kan transporteres og brukes om igjen for produksjon av hydrokarboner fra forskjellige reservoarformasjoner.

[0010] I henhold til en annen utforming inkluderer fremgangsmåten mottak i en tømmeenhet av et produksjonsfluid fra brønnen og separering av produksjonsfluidet inn i en flytende væske og et gassfluid. Produksjonsfluidet kan f.eks. separeres kinetisk, slik som ved en sylindrisk gass-væske-syklon og/eller vann kan separeres fra gassen og de flytende fluidene. Gassfluidet fra tømmeenheten komprimeres til et forhåndsbestemt trykk og fordeles til minst ett produksjonstre og tilhørende brønn. Fra samlestokken reinjiseres gassfluidet inn i brønnen for å hjelpe til å løfte produksjonsfluidet fra reservoaret. Væsketrykket på det flytende fluidet økes i tillegg i en pumpe og det flytende fluidet leveres til en rørledning, slik som en undersjøisk rørledning plassert på en havbunn. Effekten av å ta imot produksjonsfluidet og øke trykket på det flytende fluidet, kan være å redusere mottrykket mot brønnen.

[0011] Tømmeenheten, en kompressor for å utføre komprimeringstrinnet, en gass-samlestokk for å utføre fordelmgstrinnet og pumpen kan leveres på én eller flere sklirammer. Hver skliramme kan transporteres fra et sted nær reservoarformasjonen til et sted nær en andre reservoarformasjon, og tømmeenheten, kompressoren, gass-samlestokken og pumpen kan deretter brukes om igjen for produksjon av hydrokarboner fra den andre reservoarformasjonen.

[0012] I noen tilfeller kan trinnet for reinjisering av gassfluidet utføres mens tømme-enheten tar i mot produksjonsfluidet fra brønnen, slik at brønnen er i produksjon under bruk av gassløftoperasjonen. Trinnet for å ta imot produksjonsfluidet kan inkludere mottak av gassfluid som tidligere ble injisert inn i brønnen, slik at gassfluidet gjenbrukes i en hovedsakelig lukket gassløftsyklus.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

[0013] Fig. 1 er en miljøvisning av en offshore produksjonsplattform som tar imot hydrokarboner fra et mangfold av undersjøiske brønner og leverer hydrokarboner til en rørledning, i overensstemmelse med en utforming av den foreliggende oppfinnelsen.

[0014] Fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av en brønntømmingsenhet og et kompressorsystem, i overensstemmelse med en utforming av den foreliggende oppfinnelsen.

[0015] Fig. 3 er et skjematisk prosess- og flytdiagram av en brønntømmingsenhet og et kompressorsystem, i overensstemmelse med en utforming av den foreliggende oppfinnelsen.

DETALJERT BESKRIVELSE

[0016] Den foreliggende oppfinnelsen vil nå bli beskrevet mer utfyllende med henvisning til de vedlagte tegningene, hvor noen, men ikke alle utformingene av oppfinnelsen vises. Denne oppfinnelsen kan faktisk utføres på mange forskjellige måter og skal ikke forstås som begrenset til utformingene som presenteres i dette dokumentet. Det er heller slik at disse utformingene presenteres slik at denne offentliggjøringen vil være grundig og utfyllende og på en fullstendig måte formidle omfanget av oppfinnelsen til dem med ferdigheter i faget. Like tall viser gjennomgående til like elementer.

[0017] Med henvisning til fig. 1, vises en offshore oljeproduksjonsplattform 11 ved havoverflaten 13. Plattformen 11 vises som en flytende plattform, men er ment å være representativ for enhver type offshore oljeplattform kjent i faget, slik som en oppjekk-plattform eller strekkforankret plattform. Stigerør 15 strekker seg fra plattformen 11 til de undersjøiske brønnhodene 17. Brønnhodene 17 befinner seg på havbunnen 19. Brønnhodene 17 er plassert over og i fluidkommunikasjon med en streng med produksjonsrørledning 21. Rørledningen 21 strekker seg typisk aksialt gjennom en serie foringer 22 som strekker seg under havbunnen 19 til en dybde som minst er slik at foringen er plassert inni en reservoarformasjon 23 som inneholder hydrokarboner. Perforeringer 25 strekker seg gjennom foringen 22 slik at produksjonsrøret 21 er i fluidkommunikasjon med reservoaret 23.

[0018] Et produksjonsstrømningsrør 27 strekker seg fra plattformen 11 mot havbunnen 19. Strømningsrøret 27 er forbundet med en rørledningsterminal 29 plassert på havbunnen 19. Rørledningsterminalen 29 er i fluidkommunikasjon med en rørledning 31.

[0019] Hydrokarboner fra reservoaret 23 går inn i foringen 22 gjennom perforeringene 25 og strømmer opp rørledningen 21 til det undersjøiske brønnhodet 17 på havbunnen 19. Hydrokarboner strømmer deretter opp stigerøret 15 til plattformen 11. Hydrokarbonene går typisk gjennom en innledende behandling, slik som separasjon av gass og væske, slik at de flytende hydrokarbonene deretter kan strømme ned strømnings-røret 27 for levering til rørledningen 31. Vanligvis strømmer rørledningen 31 ved et forhåndsbestemt trykk. En pumpe brukes derfor vanligvis for å bringe de flytende hydrokarbonene til et passende trykk for innløp til rørledningen 31.

[0020] Med henvisning til fig. 2 omfatter en brønntømmingsenhet og et kompressorsystem 33 et produksjonstre 35. Produksjonstreet 35 kan være et konvensjonelt overflateproduksjonstre som befinner seg på plattformen 11 og tar imot de produserte hydrokarbonene fra stigerøret 15. Som vil verdsettes av dem med ferdigheter i faget, finnes det et mangfold av produksjonstrær 35 som hver er tilknyttet et stigerør 15 og et undersjøisk brønnhode 17. Systemet 33 inkluderer også en tømmeenhet 37 plassert på plattformen 11. Tømmeenheten 37 tar imot væsker fra produksjonstreet 35 og separerer væskene og gassfluidet. I en utforming av oppfinnelsen løper produksjonsfluidene fra produksjonstreet 35 inn i tømmeenheten 37 ved mindre enn 50 psi. Tømmeenheten 37 kan ha en statisk separator, slik som en beholder, som tillater gass- og væskefasene å separeres over tid. I en foretrukket utforming brukes en trefase separator slik at vannet som produseres også separeres fra produksjonsfluidene. Alternativt kan tømmeenheten 37 også være en kinetisk separator som nytter sentrifugalkrefter for å hjelpe til å separere gassen og de flytende fluidene. En slik kinetisk separator kan være en sylindrisk gass-væske-syklon (GLCC), som er passiv på den måten at den ikke krever noen flyttbare deler eller motor for å danne sentrifugalkreftene.

[0021] En kompressor 39 i fluidkommunikasjon med tømmeenheten 37 tar i mot gassfluider fra tømmeenheten 37. Kompressoren 39 komprimerer gassproduktene til et forhåndsbestemt trykk slik at gassene kan reinjiseres inn i brønnen for å hjelpe til å løfte hydrokarboner fra reservoarformasjonen 23 (fig. 1.) til produksjonstreet 35. En gass-samlestokk 41 tar imot den komprimerte gassen fra kompressoren 39 og fordeler gassen til hvert produksjonstre 35 tilknyttet de undersjøiske brønnhodene 17.1 en utforming av oppfinnelsen strømmer den komprimerte gassen ned ringrommet mellom produksjonsrøret 21 og foringen 22, for å leveres i brønnen nær dybden av reservoarformasjonen 23. Som det lett vil forstås av dem med ferdigheter i faget, kan gass også leveres gjennom et dobbeltrør eller konsentriske rør som strekker seg inn i brønnen, hvor en del av rørledningen leverer gass mens en annen del tar imot produserte hydrokarboner.

[0022] Systemet 33 inkluderer en pumpe 43 som kan plasseres på plattformen 11. Pumpen 43 tar imot væsker fra tømmeenheten 37 og øker væsketrykket på væskene. Væskene sendes deretter til rørledningen 31.

[0023] Med henvisning til fig. 3, er systemet 33 illustrert slik at det viser prosessflyten i en utforming av systemet 33 i større detalj. En samlestokksklirammemontasje 45 har en produksjonssamlestokk 47. Produksjonssamlestokken 47 er i fluidkommunikasjon med et mangfold av produksjonstrær 35. Produksjonssamlestokken 47 samler produksjonsfluidene fra hver av de mangfoldige produksjonstrærne 35 før separasjon. Samlestokksklirammemontasjen 45 har fortrinnsvis en produksjonssamlestokk 47 montert på en skliramme med rørledningsinnløp, kontroller og ventiler allerede montert. Når samlestokksklirammemontasjen 45 installeres, er således alt som er nødvendig, så snart sklirammen er på plass, å jamføre rørledningene fra produksjonstrærne 35 med rør-ledningsinnløpene forbundet med samlestokksklirammemontasjen 45.

[0024] I en utforming av oppfinnelsen plasseres en avstengningssklirammemontasje 49 nedstrøms fra samlestokksklirammemontasjen 45. Avstengningssklirammemontasjen 49 inkluderer fortrinnsvis en avstengingsventilmontasje 51 for regulering av væske-strømningen fra produksjonssamlestokken 47. Avstengningssklirammemontasjen 49 inkluderer fortrinnsvis avstengingsventilmontasjen 51 og forbundet innløp og utløp montert på en felles skliramme. Når avstengningssklirammemontasjen 49 er på plass, er det derfor bare nødvendig å installere og jamføre rørsystemet fra én sklirammemontasje til en annen, slik som mellom utløpsrørsystemet fra samlestokksklirammemontasjen 45 og innløpsrørsystemet på avstengingssklirammemontasjen 49.1 en foretrukket utforming kan avstengningsventilmontasjen 51 i nødstilfelle fjernaktiveres.

[0025] Systemet 33 inkluderer også en separatorsklirammemontasje 53 med en påmontert separator 55 og en væskestabiliseringssklirammemontasje 57 med en påmontert væskestabiliseringstank 59.1 utformingen vist i fig. 3, omfatter tømme-enheten 37 separatorskliramme- og væskestabiliseringssklirammemontasjene 53, 57. Separatorsklirammemontasjen 53 plasseres nedstrøms for samlestokksklirammemontasjen 45. Separatorsklirammemontasjen 53 er fortrinnsvis også plassert nedstrøms fra avstengningssklirammemontasjen 49 slikt at avstengningsventilmontasjen 51 kan kontrollere væskestrømmen før den blir tatt imot av separatorsklirammemontasjen 53. Separatoren 55 kan være en statisk eller kinetisk separator, som drøftet ovenfor i dette dokumentet. Separatorsklirammemontasjen 53 inkluderer fortrinnsvis separatoren, rørsystemet, ventiler og kontroller montert på en felles skliramme, slik at sammenkobling av rørinnløpene og -utløpene er det eneste som er nødvendig når separatorsklirammemontasjen 53 er satt på plass på plattformen 11.

[0026] I en foretrukket utforming er separatoren 55 en trefase separator med gass-, vann- og oljeutløp. Etter separasjon sendes vann fra separatorsklirammemontasjen 53 for behandling eller videre produksjonsutnytting, hvis det foretas vannflømming. Oljevæskene sendes fra separatorsklirammemontasjen 53 til væskestabiliseringstanken 59 på væskestabiliserings sklirammemontasjen 57. Væskestabiliseringstanken 59 er typisk en beholder. Oppsamling av oljevæskene i væskestabiliseringstanken 59 gir en måte å bidra til å bevare en konstant strømningsrate og et konstant trykk på oljen som skal pumpes inn i rørledningen 31 (fig. 1 og 2). Væskestabiliseringstanken 59 kan i tillegg fungere som en andre trinns separator for videre å separere gasspartikler fra oljevæskene som tas imot fra separatoren 55. Væskestabiliseringstank sklirammemontasjen 57, som inkluderer væskestabiliseringstanken 59, tilknyttede rørlednings-innløp og -utløp, ventiler og kontroller, forhåndsmonteres fortrinnsvis på en felles skliramme slik at sammenkobling av rørledningsinnløpene og -utløpene er alt som er påkrevet så snart væskestabiliseringstank sklirammemontasjen 57 er plassert på plattformen 11.

[0027] Systemet 33 inkluderer en pumpesklirammemontasje 61 med en påmontert pumpe 43. Pumpen 43 er fortrinnsvis en fortrengningspumpe, slik som en veksel - pumpe. Pumpen 43 øker trykket på væsken fra separatoren 55 og væskestabiliseringstanken 59, slik at den kan gå inn i rørledningen 31 (fig. 1 og 2) ved det forhånds-bestemte trykket for rørledningen 31. Pumpesklirammemontasjen 61 inkluderer fortrinnsvis pumpen 43, en maskin eller motor, tilknyttede innløps- og utløpsrør, ventiler og kontroller forhåndsmonterte på en fellesskliramme slik at arbeidet med å koble sammen rørledningsinnløpene og -utløpene eller strømforsyningen er minimalt så snart utstyret er i posisjon på plattformen 11.1 en utforming av oppfinnelsen, er ytterligere en avstengnings sklirammemontasje 63 med en avstengningsventil 65 plassert nedstrøms fra pumpesklirammemontasjen 61, slik at strømningen til rørledningen 31 kan kontrolleres i nødstilfelle. I en foretrukket utførelse kan avstengningsventilen 65 også være en fjernaktivert ventil.

[0028]Enkompressorsklirammemontasje 67 plasseres også nedstrøms fra separatorsklirammemontasjen 53. Kompressoren 39 er montert på sklirammen til kompressorsklirammemontasjen 67. Kompressoren 39 er en kompressor som kan komprimere den separerte gassen fra et innløpstrykk som er mindre enn 50 psi til omtrent 1100-1200 psi, som deretter sendes til gass-samlestokken 41 (fig. 2) for distribusjon til produksjonsbrønnene for gassløfting. I en foretrukket utforming, kan kompressoren 39 håndtere 2 millioner standard kubikkfot i døgnet (MMSCF/D), som er passende for gassløfting av fire eller fem brønner. Ytterligere kompresjonsstadier eller ytterligere en kompressorsklirammemontasje kan brukes ved gassløfting av mer enn fem brønner.

[0029] I en foretrukket utforming er kompressoren 39 er tretrinns vekselkompressor-montasje. Kompressormontasjen inkluderer innsugningsvæskeutskiller eller awæskningsanordninger for å fjerne gjenværende væske i gassen etter hvert kompresjonsstadium, en gassmotor og finneviftemotordrevne kjølere for å redusere temperaturen på den komprimerte gassen etter hvert kompresjonsstadium. En separat skliramme for gassfluid kan nyttes for å levere drivstoff til gassmotoren. Væsker fra væskeutskillerne kan sendes fra kompressorsklirammemontasjen 67 til væskestabiliseringstanken 59. Kompressorsklirammemontasjen 67 inkluderer fortrinnsvis kompressoren 39 med tilhørende utstyr, rørledninger, ventiler og kontroller forhåndsmontert på en felles skliramme slik at det kun er behov for minimalt installasjonsarbeid etter at kompressorsklirammemontasjen 67 er på plass på plattformen 11. Overflødig gass fra kompressoren 39 kan avledes til en lukket-dren væskeutskiller, som også kan ta imot gass separert fra separatoren 55 og væskestabiliseringstanken 59.

[0030] Som drøftet i bakgrunnsavsnittet ovenfor, er et av problemene forbundet med konvensjonelle brønntømmingsenheter eller -prosesser at den produserte gassen som skilles ut ventileres til atmosfæren og går tapt. Systemet 33 gir fordelaktige løsninger på dette problemet ved å samle opp den produserte gassen etter at den er skilt ut, for reinjisering inn i brønnen for bruk i gassløft.

[0031] Systemet 33 kombinerer to nøkkelformer for kunstig løft - 1) mottrykk-reduksjon ved overflaten og 2) gassløft for å øke produksjonsmengden og reservene i undergrunns oljereservoarer. Systemet 33 gjør det mulig å gassløfte brønner samtidig som strømningen foregår ved et svært lavt overflatetrykk (<30 psi), fordi tømme-enheten 37 og pumpen 43 hindrer oppbygging av mottrykk på produksjonstrærne 35. Tømmeenheten 37 leverer også gassen som brukes i gassløftet. Systemet 33 har i tillegg fordelen av å fange opp det som ellers ville vært ventilerte hydrokarboner og slik bidra til å redusere klimagassutslippene og nytte dem til kunstig løfting.

[0032] I tillegg kan brønnene både produsere væske til tømmeenheten 37 og løftet gass på samme tid, fordi den injiserte gassen injiseres gjennom ringrommet mellom rørledningen 21 og foringen 22 eller gjennom en dobbelrørledning. Dette danner et lukket gassløftkretsløpsystem og gassen gjenbrukes for løfting, og utnytter den slik fullt ut for å maksimere produksjonen. Ingen konvensjonelle kunstige løfte systemer har realiser dette lukkede gasskretsløpet, samtidig som mottrykket reduseres ved overflaten. Videre gjør ingen andre konvensjonelle løftesystemer dette samtidig som det også fanger opp gassproduserende væsker som ellers ville ventileres.

[0033] Andre fordelaktige aspekter ved systemet 33 er dets mobilitet. Systemet 33 inkluderer samlestokksklirammemontasjen 45, tømmeenheten 37 med separatorskliramme- og væskestabiliseringstanksklirammemontasjene 53, 57, pumpesklirammemontasjen 61 og kompressorsklirammemontasjen 67. Fordi hver av disse kompo-nentene kan inkludere forhåndsmontert og -installert utstyr og rørledninger, er systemet 33 modulært og kan rigges opp eller ned i løpet av ett enkelt 12-timers-skift offshore. Slik mobilitet gjør det mulig for systemet 33 å betjene flere plattformer for maksimal utnytting. Systemet 33 krever også betydelig mindre kapitalinvestering, sammenlignet med standard gassløftoperasjoner, som krever investeringskostnader for en gassløft-kompressor på hver plattform. Når systemet 33 har trukket opp passende reserve-mengder fra en første plattform 11 og det ikke lenger er økonomisk å drive systemet, kan systemet 33 rigges ned og på grunn av dets modulære karakter gjøres mobilt for en annen plattform 11 for å fortsette driften.

[0034] Slik mobilitet og fleksibilitet som gjør det mulig å betjene flere plattformer er ikke kjent å eksistere for noen andre systemer, som også gir unike muligheter for effektivt og økonomisk å foreta utvinning av reserver som ellers ikke ville bli produsert etter at brønnproduktiviteten har sunket.

[0035] Et annet aspekt er at systemet 33 er lite plasskrevende eller gir små "avtrykk" på dekket på en offshore plattform, sammenlignet med konvensjonelle gassløftmontasjer. Med et slikt lite avtrykk blir det videre mulig å fortsette brønnarbeidsoperasjoner, slik som glatt ståltråd- og elektriske ledningsoperasjoner, som kan finnes sted samtidig som systemet 33 er på plass. Dette er fordelaktig i flere offshoremiljøer hvor det er behov for hyppige brønninngrep.

[0036] Selv om oppfinnelsen kun har blitt vist i noen av sine former, bør det være åpenbart for dem med ferdigheter i faget at den ikke er begrenset til disse, men kan være gjenstand for forskjellige endringer uten at dette avviker fra oppfinnelsens omfang. Kompressorsklirammemontasjen 67 kan f.eks. også ta imot utskilt gass fra væskestabiliseringstanken 59 for komprimering og reinjisering inn i brønnene.

Claims (14)

1. En brønntømmingsenhet og et kompressorsystem for hydrokarbonproduksjon fra en brønn i fluidkommunikasjon med en reservoarformasjon, hvor systemet omfatter: en tømmeenhet som er konfigurert for å ta i mot et produksjonsfluid med hydrokarboner fra brønnen via et produksjonstre og separere den produserte væsken til et flytende fluid og et gassfluid; en kompressor i flmdkommunikasjon med tømmeenheten og konfigurert for å ta i mot gassfluidet fra tømmeenheten og komprimere gassfluidet til et forhåndsbestemt trykk slik at gassfluidet kan reinjiseres inn i brønnen for å hjelpe til å løfte produksjonsfluidet fra reservoarformasjonen til produksjonstreet; en gass-samlestokk konfigurert for å ta imot det komprimerte gassfluidet fra kompressoren og fordele gassfluidet til minst ett produksjonstre og minst én tilhørende brønn; og en pumpe konfigurert for å ta i mot flytende fluider fra tømmeenheten, øke væsketrykket på det flytende fluidet og levere det flytende fluidet til en rørledning.

2. System ifølge krav 1 hvor tømmeenheten omfatter en trefaseseparator konfigurert for å skille ut vann fra produksjonsfluidet.

3. System ifølge krav 2 hvor tømmeenheten omfatter en kinetisk separator.

4. System ifølge krav 1, hvor pumpen konfigureres for å levere det flytende fluidet til rørledningen, hvor rørledningen er plassert på havbunnen.

5. System ifølge krav 1 hvor tømmeenheten, kompressoren, gass-samlestokken og pumpen plasseres på én eller flere sklirammer, slik at hver skliramme kan transporteres og brukes om igjen for hydrokarbonproduksjon fra forskjellige reservoarformasjoner.

6. System ifølge krav 1, hvor tømmeenheten, kompressoren og gass-samlestokken konfigureres for å drives som et hovedsakelig lukket gassløftsystem, slik at tømme-enheten tar imot gassfluidet som først var injisert inn i brønnen.

7. En fremgangsmåte for hydrokarbonproduksjon fra en brønn i fluidkommunikasjon med en reservoarformasjon, hvor fremgangsmåten omfatter: mottak i en tømmeenhet av et produksjonsfluid fra brønnen og separering av produksjonsfluidet inn i et flytende fluid og et gassfluid; komprimering av gassfluidet fra tømmeenheten til et forhåndsbestemt trykk; fordeling av gassfluidet til minst ett produksjonstre og tilknyttet brønn; reinjisering av gassfluidet i brønnen for å hjelpe til å løfte produksjonsfluidet fra reservoaret; og økning av væsketrykket på det flytende fluidet i en pumpe, og levering av det flytende fluidet til en rørledning.

8. Fremgangsmåten ifølge krav 7 hvor trinnet med å ta imot og separere produksjonsfluidet omfatter separasjon av vann fra gassen og de flytende fluidene.

9. Fremgangsmåten ifølge krav 7 hvor trinnet med å ta imot og separere produksjonsfluidet omfatter kinetisk separering av produksjonsfluidet.

10. Fremgangsmåten ifølge krav 7, hvor leveringstrinnet omfatter levering av det flytende fluidet til rørledningen, hvor rørledningen er plassert på en havbunn.

11. Fremgangsmåten ifølge krav 7, som videre omfatter: fremskaffelse av én eller flere sklirammer for tømmeenheten, en kompressor for å utføre komprimermgstrinnet, en gass-samlestokk for å utføre fordelm<g>strinnet og pumpen; og transport av hver skliramme fra et sted nær reservoarformasjonen til et sted nær en andre reservoarformasjon, og gjenbruk av tømmeenheten, kompressoren, gass-samlestokken og pumpen for hydrokarbonproduksjon fra den andre reservoarformasjonen.

12. Fremgangsmåten ifølge krav 7 hvor trinnet for reinjisering av gassfluidet utføres mens tømmeenheten tar i mot produksjonsfluidet fra brønnen, slik at brønnen er i produksjon under bruk av gassløftoperasjonen.

13. Fremgangsmåten ifølge krav 7 hvor trinnet for mottak av produksjonsfluidet omfatter mottak av gassfluid som tidligere ble injisert inn i brønnen, slik at gassfluidet gjenbrukes i en hovedsakelig lukket gassløftsyklus.

14. Fremgangsmåten ifølge krav 7, hvor trinnet for mottak av produksjonsfluidet og økning av trykket på det flytende fluidet omfatter reduksjon av mottrykket ved brønnen.