NO313767B1 - Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s - Google Patents

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilførsel av drivfluid til flere undersjøiske brønner i følge ingressen til krav 1 et undersjøisk petroleums-produksjons-arrangement i følge ingressen til krav 9 eller 10.

Et av de største kostnadsbesparelsespotensialer innenfor offshore-, olje- og naturgassproduksjon er konseptet med null toppside fasiliteter, dvs. å plassere så mye av utstyret som mulig som brukes for produksjon av hydrokarboner på sjøbunnen eller nede i hullet. Ideelt sett ville dette bety direkte transport av produserte hydrokarboner fra undersjøiske felt til allerede eksisterende offshoreplattformer eller hele veien til land. For å oppnå dette må flere av toppside prosessene og tilveiebirngelsen av forskjellige krafttilførseler flyttes ned på havbunnen eller ned i hullet. Dette inkluderer fortrinnsvis separasjon til midlertidig stabilisert råolje, tilveiebringelse av tørrgass og det viktigste, å fjerne vann for å redusere transportkostnader og redusere hydratdannelsesproblemer i tilknytning til transport av hydrokarboner over lang avstander. Ytterligere fordeler kan oppnås ved å anvende undersjøisk enkeltfase eller multifase pumpe, gasskompressor og gass-væske separasjon.

For å oppnå det ovennevnte må elektrisk og hydraulisk kraft tilføres fra plattformen eller fra land og distribueres til de forskjellige undersjøiske forbrukerne. Hydraulisk kraft må gjøres lokalt tilgjengelig ved den undersjøiske produksjonsenheten for å betjene utstyr på havbunnen eller nede i hullet.

Vann er nesten alltid til stede i steinformasjonen der hydrokarboner finnes. Reservoaret vil normalt produsere en økende andel vann med tiden. Vann genererer flere problemer for olje- og gassproduksjonen. Det influerer på den spesifikke vekten til råoljestrømmen med tillegg av dødvekt. Det transporterer elementene som skaper scaling i sfrømningsbanen. Det danner basis for hydratdannelse, og det øker kapasitetskravene for transportledninger og toppside separasjonsenheter. Dersom vann kunne fjernes fra brønnstrømmen selv før når den når brønnhodet, ville derfor flere problemer kunne unngås. Videre kan olje- og gassproduksjonen økes og oljeakkumuleringen kan økes siden øket effektivitet på driften kan oppnås dersom den produserte vannfraksjonen kan fjernes.

Et nedihulls hydrosyklonbasert separasjonssystem kan anvendes både for vertikale og horisontale brønner, og kan installeres i en hvilken som helst posisjon. Bruk av væske-væske (olje-vann) syklonseparasjon er kun egnet ved høyere vannkutt (typisk ved

, vannkontinuerlige brønnfluider). Vann som er egnet for re-injeksjon til reservoaret kan tilveiebringes ved et slikt system. Sykloner er forbundet med rensing av kun den ene fasen, som vil være vannfasen i en nedihulls anvendelse. Bruk av et multitrinns syklonseparasjonssystem, slik som beskrevet i norsk patentsøknad NO 2000 0816 av samme søker, vil redusere varminnblandingen i oljefasen. Imidlertid vil ikke ren olje normalt oppnås ved bruk av sykloner. Videre tas energi fra brønnfluidet og konsumeres for oppsetting av et sentrifugalfelt inne i syklonene og skaper derfor et trykktap.

En nedihulls gravitasjonsseparator er forbundet med en brønn spesielt konstruert for denne anvendelsen. En horisontal eller noe avvikende seksjon av brønnen vil tilveiebringe tilstrekkelig oppholdelsestid og et jevnt strømningsregime, som kreves for at olje og vann skal separere på grunn av tetthetsforskjeller.

Det separerte formasjonsvannet kan føres opp gjennom brønnhodet, men det beste vil være å kvitte seg med dette ved direkte å re-injisere det i et reservoar under olje-og/eller gasslagene, for å stabilisere og opprettholde reservoartrykket i oljeformasjonene. Inntil nylig har dette blitt gjort ved å injisere vannet i separate brønnboringer flere kilometer borte fra den hydrokarbonproduserende brønnen. Imidlertid, siden et stadig økende antall brønner nå er svært avvikende og strekker seg gjennom en relativt tynn olje- og/eller gassproduserende formasjon, kan vannet injiseres i den samme brønnen i en viss avstand fra den olje- og/eller gassproduserende sonen.

Både separatorer av syklon typen og nedihulls gravitasjonsseparatorer kan kombineres med elektriske neddykkbare pumper (ESP) eller hydrauliske neddykkbare pumper (HSP). Bruk av ESP har øket dramatisk over de siste årene, først for landbaserte brønner, så for brønner i tilknytning til en offshore-plattform og til slutt over de siste fem årene i undersjøiske brønner. ESPer anvendes primært for trykkøkning i brønnfluider, men anvendes også sammen med syklonseparatorer for re-injisering av produsert vann og trykkøkning av den separerte oljen til overflaten. Pumpen drives ved asynkron vekselstrøm som anvender variabel frekvens, og tilveiebringer drift av en variabel hastighetsmotor som driver pumpen. Således kan en variabel trykkøkning tilveiebringes for strømmen. Denne teknologien er for tiden under forbedring og anvendes i stadig økende grad i problembrønner. Pumpemotorene krever elektrisk strøm tilveiebragt fra plattformen som det undersjøiske systemet er forbundet med, eller fra land. En eller flere undersjøiske kabler behøves, likeså et sett av undersjøiske, samhørende elektriske høyspenningskonnektorer, i avhengighet av antall pumper. Det må tilveiebringes spesielle arrangementer for å penetrere et brønnhode, og nedihullskabelen må klemmes fast til produksjonsrøret under brønnkompletteringen. Pumpen installeres som en del av rørstrengen og henges av ved hjelp av rørhengere i ventiltreet. Pumpen som installeres ved hjelp av kveilerør føres også ned. Begrenset operasjonstid for en nedihulls-ESP forårsakes i stor grad på grunn av svikt i kraftkabelen, elektriske konnektorer og elektriske motorer.

HSP-rotasjonsutstyret består av en hydraulisk drevet turbin, som mekanisk driver en pumpeenhet. Den er kompakt og kan overføre mer kraft enn det som for tiden er tilgjengelig ved bruk av ESP. Rotasjonshastigheten er svært høy, noe som resulterer i færre trinn og en mer kompakt enhet i forhold til det som er typisk for ESP. Selv om rotasjonshastigheten gjør lagrene mer sensitive for faste partikler. Bruk av mer slitesterke materialer motvirker dette problemet. Bruken av hydrostatiske lagre og kontinuerlig smørende lagre med ren fluid tilført fra overflaten gir en hydraulisk drevet nedihullspumpe forlenget levetid i et nedihullsmiljø, sammenlignet med det som for tiden forventes av en ESP. HSPen kan installeres i brønnen på rørstrengen, ved kveilerør eller ved wireline-operasjon. Pumpen kan drives ved hjelp av en konvensjonell hydraulisk motor, men fortrinnsvis ved hjelp av en turbin.

Et gassreservoar produserer normalt tørrgass inn til brønnens innstrømningssone. Når reservoartrykket er uttømt eller når motstanden i brønnen er høy, kan det dannes kondensat. Vann kan trekkes ut fra lommer i reservoarformasjonen eller fra en gass-vann grenseflate i formasjonen. Energien som kreves for løft av den produserte væsken til sjøbunnen vil resultere i et betydelig trykktap i produksjonsrøret. Nedihulls fjerning av vann (og/eller kondensat) for lokal injeksjon kan således være en fordel ved at man oppnår en høyere produksjonsrate som bestemmes av et resulterende lavere strømningstrykk i brønnboringen. Alternativt kan en lavere produksjonsrate tilveiebringe et høyere brønnhodetrykk, noe som kan bidra til å øke den mulige tilknytningsavstanden for et undersjøisk felt til en eksisterende infrastruktur.

Når et betydelig gassvolum er til stede i brønnboringen vil en olje-vann separator ha redusert kapasitet og separasjonsytelsene vil synke. I dette tilfellet kan en nedihulls gass-væske separator settes inn oppstrøms av olje-vann separatoren. En gravitasjonsseparator kan anvendes, men denne vil være ineffektiv dersom væsken er i form av tåke som bæres ned av den raskt strømmende gasstrømmen. En sentrifugalseparator vil ha økende ytelse og muliggjøre akselerasjon av gassfasen fordi olje-vann separatoren og dermed minimalisere sfrømningsarealet som opptas av gassen.

Enkelte reservoarforhold og mfrastrukturer kan kreve strømningsassistanse for å muliggjøre produksjon av olje og gas, og transport fra reservoaret til en produksjonsfasilitet på en økonomisk måte over feltets levetid og i dette miljøet. Generelt kan reservoartrykk, høy spesifikk gravitasjon for råoljen, høy viskositet, dypt vann, dypt reservoar, lange tilknytningsavstander og høyt vanninnhold stille forskjellige krav til utstyret som brukes på havbunnen. Disse kravene kan svært ofte variere over tid.

Gassløft er en velkjent fremgangsmåte for å hjelpe strømningen. Når gass injiseres i strømmen i en viss avstand under brønnhodet vil den spesifikke gravitasjonen for den blandede gassen og råoljen reduseres, noe som senker innsfrømningstrykket i brønnboringen og resulterer i en øket sfrømningsrate. Når trykket reduseres høyere opp i produksjonsrøret, noe som ytterligere øker gassvolumet, reduseres gravitasjonen enda mer, noe som er til stor hjelp for strømningen. Gassen injiseres normalt i ringrommet gjennom en trykkontrollert innløpsventil inn i produksjonsrøret på et egnet nivå.

En annen fremgangsmåte for å øke løftet er ved å innføre en nedihullspumpe, som kan drives elektrisk eller hydraulisk, for å øke trykket i produksjonsrøret. Pumpen bør fortrinnsvis posisjoneres i bunnen av brønnen der gassen ikke er frigjort fra oljen, for således å tilveiebringe bedre effektivitet og forhindre gravitasjonsproblemer.

Bruk av gass for å oppnå kunstig løft vil øke trykktapet på grunn av friksjon siden total volumstrøm øker med gassen som bringes tilbake til kilden. Ved lange tillmytningsavstander vil nettoeffekten ved bruk av gassløft bli liten når det man oppnår i statisk trykk reduseres ved økede trykktap. Imidlertid kan nedihulls gassløft utføres lokalt på produksjonsområdet ved å separere og komprimere egnede andeler gass som tas ut av brønnfluidet og distribueres til de undersjøiske brønnene for injeksjon. Denne resirkuleringen av gass reduserer mengden gass som strømmer i transportledningen, sammenlignet med å tilføre gass fra kilden. Fordelene med dette kan anvendes ved å øke produksjonsraten fra brønnene, redusere rørledningsstørrelsen eller øke kapasiteten ved å la ytterligere brønner produsere via transportledningen. I tillegg til dette vil gassløften ved foten av stigerøret bli mer effektiv ved denne prosesskonifgurasjonen.

Et undersjøisk produksjonssystem av cluster-typen omfatter typisk individuelle satelitt-trær, anordnet rundt og forbundet med en sentral manifold ved hjelp av individuelle transportledningsforbindelser. Et undersjøisk produksjonssystem med brønnramme består av et kompakt (løslig arrangert) modulært, og integrert bore- og produksjonssystem, konstruert for et fartøy med høy løftekapasitet eller utplassering ved hjelp av en moonpool/borerigg og gjenopphenting ved hjelp av samme, med mulighet for tidlig brønnboring, noe som til slutt fører til tidlig produksjon. Systemet er generelt forbundet med et 4-brønns scenario, selv om større brannrammer på 6 eller 8 felt også kan tenkes, i avhengighet av de totale systemkravene. I de fleste tilfellene vil brønnrammen utstyres med en produksjonsmanifold som består av to produksjonssamlerør og en rørforbindelse som forbinder samlerørene ved den ene enden. Dette vil gi mulighet for rundpigging. I tilfelle av at kun et produksjonssamlerør anvendes, vil piggeoperasjonene kreve en undersjøisk piggutsender og/eller en undersjøisk piggmottaker.

Hovedfunksjonen til manifolden er å sammenblande produksjonen inn mot en eller flere fransportledninger forbundet med en topside produksjonsfasilitet, som kan være plassert direkte over eller flere kilometer borte fra manifolden. Manifolden er vanligvis en diskret struktur, som kan plasseres ut ved hjelp av et borefartøy eller et fartøy med stor løftekapasitet, i avhengighet av størrelse og vekt.

Produksjonsforgreningene koples opp fra produksjonssamlerøret til manifoldinntaksstussen via et system av ventiler, noe som tillater produksjonsstrømmen å dirigeres inn i et av produksjonssamlerørene, eller at et individuelt tre isoleres fra samlerøret. Alternativt kan all produksjon rutes til en fransportledning og tillate at den andre fransportledningen kan anvendes for service-operasjoner.

I noen tilfeller omfatter også produksjonsforgreningene strupeventiler. Dette er avhengig av kontrollsystem-filosofien. Typisk vil manifolden omfatte en manifoldkontrollmodul. Hovedformålet med denne er å overvåke trykk og temperatur og kontrollere manifoldventilene. Andre funksjoner kan også inkluderes, slik som piggdeteksjon, multifasestrømningsmålergrensesnitt, sanddeteksjon og ventilposisjonsindikasjon.

Et alternativ er også å inkludere tre kontrollmoduler i manifolden. Dette kan eliminere behovet for en dedikert manifoldkontrollmodul, siden trekontrollmodulene kan kontrollere og overvåke manifoldfunksjonene. Igjen er dette avhengig av den totale kontrollfilosofien, antall funksjoner og signalvei-avstanden.

Fjerning av vann fra brønnfluidet sent i produksjonsløftet når reservoartrykket har sunket og vanninnholdet har øket, gjør en reduksjon av

fluidfransporfrørledningskapasiteten lettere. Elektrisk kraft tilføres normalt til undersjøiske pumper via individuelle kabler. Kraften kan alternativt tilføres fra et undersjøisk kraftfordelingssystem med en enkel vekselstrøm- eller likestrømkabel forbundet med kilden. Hydraulisk olje, kjemikaler, metanol og kontrollsignåler kommuniseres til havbunnens installasjoner ved bruk av en service-umibilical. I tilfelle av at det kun brukes en transportled^iing, kan denne integreres i service-umbilicalen, sammen med de elektriske kablene, og tilveiebringe en enkel, fleksibel forbindelse mellom det undersjøiske produksjonssystemet og moderfasiliteten. Denne

kombinasjonen kan ha stor innflytelse på kostnadsreduksjonen, spesielt ved svært lange tilknytningsavstander.

Drivfluidet som tilføres til havbunnen kan også anvendes for å tilveiebringe nedihulls trykkøkning av den separerte oljefasen fra separatoren. Trykkøkning kan også foretas ved å trykksette brønnfluidet som strømmer inn i separatoren. Både ESP og HSP kan anvendes til å redusere brønnboringstrykket og dermed øke innstrømningsraten fra reservoaret.

De konvensjonelle ventiltrærne og sideventiltrærne har en grunnleggende filosofisk forskjell når det gjelder installasjonsseksvensen for rørkompletteringen. Det konvensjonelle systemet er normalt beregnet for bore- og kompletteringsscenarier, noe som betyr at rørhengeren installeres i brønnhodet umiddelbart etter installasjon av foringsrøret. Dette gjøres mens BOPen (Blow-out Preventer) fremdeles er forbundet med brønnhodet. Treet installeres så på det kompletterte brønnhodet med et dedikert stigerørsystem som er åpent for vann. Transportledninger forbindes så med treet. Dette har en tendens til å være svært effektivt når det er kjent at en brønn vil kompletteres. Ulempen med det konvensjonelle tresystemet er at vedlikehold av brønnboringen, når kompletteringen hentes opp igjen, involverer opphenting av treet. Dette betyr at fransportledninger og umbilical-konnektoren, sammen med rørbøyer, må koples fra før treet hentes opp. Treet hentes opp igjen sammen med det dedikerte stigerørsystemet, så installeres BOP-systemet på brønnhodet og kun da kan kompletteringen hentes opp.

Et dualfunksjon-ventiltre anvendes når det er ønskelig å injisere og produsere gjennom det samme treet/brønnhodet. Fordelen med dette er at en dedikert injeksjonsbrønn elimineres og ikke behøver å bores.

Nedihulls trykkontroll kreves i form av nedihulls sikkerhetsventiler. Både den indre og ytre strengen krever sikkerhetsventiler. Den indre strengen kan være for produksjon eller injeksjon, og den andre strengen (ytre) vil være for injeksjon. Videre, dersom to sett av DHSV (Downhole Safety Valves) benyttes, vil man kunne anta at hver ventil (indre og ytre) vil kontrolleres ved individuell hydraulisk funksjon. Det horisontale sideventiltreet tilveiebringer de beste løsningene for denne konfigurasjonen. Hovedårsaken til denne fordelen er at det er mulig å trekke nedihulls kompletteringen gjennom treet, noe som ikke er mulig i tilfelle av konvensjonelle trær.

Sideventiltreet (SVT) er normalt ment for batch borescenarier, eller når planlagte overhalinger forventes. SVT benyttes også når kunstig løft inkluderes, slik som en elektrisk neddykket pumpe (ESP) enten planlegges eller anvendes senere i feltets levetid. Vertikal tilgang oppnås ved bruk av et utblåsingssikringssystem (BOP) eller annet dedikert system. Siden ventilene er plassert på siden av forbindelsesrøret, oppnås full boringstilgang (vanligvis 18-3/4" diameter). Transportledninger forstyrres ikke under noen av vedlikeholdsintervensjonene. I essens blir SVT et forbindelsesrør og kompletteringen installeres i dette forbindelsesrøret. Ulempen med SVT-systemet er at BOP-stacken må hentes opp mellom boring av foringsrøret og boring av kompletteringen. SVTen landes på brønnhodet og BOPen re-installeres på toppen av

SVT.

Det uavhengige gjenopphentbare treet (IRT), som for tiden utvikles, kombinerer de mest ønskelige trekkene ved de konvensjonelle ventiltrærne og SVT. Denne typen tre ansees å være et tre med virkelig gjennomgående boring. Enkelt fortalt tillater ERT gjenopphenting av enten treet eller rørhengeren, uavhengig av hverandre. Installasjonssekvensen for dette systemet er også uavhengig av hverandre. Dette betyr at rørhengeren kan installeres som i et konvensjonelt system og så kan treet installeres. Systemet gjør det også mulig å først installere treet, som i SVT-systemet, og så installere kompletteringen. Denne typen konstruksjon tilveiebringer maksimal fleksibilitet sammenlignet med de tidligere systemene. Når mer utstyr installeres nede i hullet, øker behovet for regulær gjenopphenting av kompletteringen, noe som favoriserer sideventil- og IR-trærne.

Bruk av et standard produksjonssideventiltre i kombinasjon med et injeksjonsforbindelsesrør er å betrakte som en svært anvendelig løsning. Denne løsningen anvender eksisterende teknologier for primærutstyr. Rørspoler anvendes ofte i undersjøisk brønnhodeproduksjonsutstyr som et alternativ til rørhengerstøtte. "Stabel"-tre arrangementet vil innebære mye av det samme som tre-på-rør spolekonfigurasjon. Denne løsningen anvender eksisterende teknologier for primærutstyret. Et økende antall penetreringer kreves for brønnboringskontroll. Ytterligere penetreringer er en ekspansjon av foreliggende teknologi, som både ansees anvendelig og moden.

Av eksempler på kjent teknikk kan nevnes:

NO 19933907 som beskriver bruk av et drivfluid som tilføres gjennom en ledning for å drive en pumpe nede i hullet. Drivfiuidet kan injiseres sammen med produsert vann. Det er imidlertid i denne publikasjonen verken beskrevet eller antydet noen manifold knyttet til brønnen. Det er derved ikke mulig å tilføre drivfluid til flere brønner samtidig og på samme tid produsere fra de samme brønnene, gjennom samme manifold.

GB 2028400 beskriver en manifold, bestående av tre samlerør, der ett samlerøret er beregnet for produksjon. De to andre samlerørene kan benyttes for testing og injisering av såkalt drepefluid, men kan også benyttes for produksjon. Det fremgår også at samlerørene fylles med vann. Grunnen til at man velger å fylle samlerørene med et fluid er rett og slett at dersom rørene var tomme ville de kunne kollapse på grunn av det store utvendige trykket. Dette trykket kan være så stort som flere hundre bar. Sjøvann benyttes fordi dette er det billigste fluidet og er lett tilgjengelig.

Av denne publikasjonen fremgår det også at det ikke er mulig å utføre samtidig produksjon og nedpumping av andre fluider i en og samme brønn. Hensikten med å pumpe fluider ned i brønnen er først og fremst for vedlikehold av brønn og kompletteringsutstyr (bl.a. rengjøring av rørledningene, installasjon og utskifting av ventiler og annet utstyr, for å sette ventiler i bestemte posisjoner og for formasjonsstimulering). Ved installasjon og utskifting av ventiler og annet utstyr transporteres disse ved hjelp av fluid som pumpes ned.

Det er vist tverrforbindelser mellom de to rørledningene i brønnen. Disse tverrforbindelsene sørger for at fluidet som er pumpet ned gjennom den ene rørledningen kan strømme opp igjen til overflaten gjennom den andre rørledningen. I én utførelsesform er det mulig å åpne porter i den ene rørledningen slik at fluidet kan strømme ut i ringrommet og opp til overflaten gjennom dette. Det er ikke mulig å samtidig produsere gjennom én rørledning og injisere gjennom den andre rørledningen. Derimot kan man utføre testing uten å avbryte produksjonen i de andre brønnene. Det er aldri tale om å utføre samtidige operasjoner i én og samme brønn. Det kan således for eksempel ikke utføres kontinuerlig injeksjon i brønnen.

US 5711374 beskriver en nedihulls syklonseparator. Denne omfatter en motor som kan drives av et drivfluid, som i sin tur driver en injeksjonspumpe. Det er ikke beskrevet hvordan drivfluidet tilføres og heller ingen manifold.

WO 95/08044 beskriver en manifold bestående av to samlerør som begge kan benyttes for produksjon eller testing. Imidlertid er det ikke mer enn én rørledning ned i hver brønn, slik at det ikke kan utføres samtidige operasjoner på samme brønn. Hensikten ved å benytte flere samlerør i manifolden er den samme som ved GB 2028400, nemlig at man kan foreta testing eller service i en brønn uten å avbryte produksjonen i andre brønner.

Den foreliggende oppfinnelse anvender fordelene ved den nyeste utviklingen i tre-teknologi, for å gjøre det mulig å produsere og injisere (også omfattende drivfluidtilførsel) gjennom det samme ventiltreet. Imidlertid er den foreliggende oppfinnelse ikke begrenset til bruk av de ovenfor nevnte trærne, siden det også er mulig å realisere oppfinnelsen ved bruk av mer konvensjonell teknologi.

Hovedformålet med den foreliggende oppfinnelse er å gjøre tilførsel av drivfluid lettere til turbiner eller motorer i et flertall av brønner og videre gjøre kontroll av nedihulls separatorer lettere.

Et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse er å muliggjøre tilpasning av utstyret til de endrede kravene over brønnens levetid, for eksempel muliggjøre transport av produserte hydrokarboner i begge samlerørerene i begynnelsen av levetiden og muliggjøre vanninjeksjon gjennom det ene røret når brønnene produserer stadig økende andel av vann.

Et annet formål ved den foreliggende oppfinnelse er å redusere kostnadene ved å redusere behovet for utstyr, og derved også redusere installasjonskostnadene og service-kostnadene.

Et ytterligere formål ved den foreliggende oppfinnelse er å gjøre det mulig å bruke kun én transportledning koplet til den undersjøiske manifolden, mens man fremdeles har muligheten for å tilføre drivfluid til turbinene i brønnen.

Dette oppnås i følge oppfinnelsen ved de karakteriserende trekk i følge kravene 1, 9 eller 10.

De uselvstendige kravene definerer ytterligere utførelsesformer og alternativer ved oppfinnelsen.

En detaljert beskrivelse av den foreliggende oppfinnelse skal gjøres, kun som et eksempel, under henvisning til utførelsesformene vist i de medfølgende tegninger, der: Figur la viser et prosesstrørniringsdiagram for en konvensjonell layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge teknikkens stand. Figur lb illustrerer en alternativ isolasjonsventilkonfigurasjon til den som er vist i figur la. Manifolden har et redusert antall forbindelser mellom produksjonsbrønnene og manifoldsamlerørene. Ventiler for å rute produksjonen til hvert av samlerørene er gruppert sammen for to brønner. Figur 2a viser layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann som tilføres fra en plattform eller fra land. Figur 2b illustrerer en alternativ konfigurasjon til den som er vist i figur 2a, og lignende den som er vist i figur lb. Figur 2c illustrerer en alternativ konfigurasjon med et arrangement av isolasjonsventiler lignende den som er vist i figur 2b. Figur 3 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en andre utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser et avvik fra utførelsesformen i figur 2b, med en matepumpe. Figur 4a viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en fjerde utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført fra en frittstrømmende vannproduserende brønn. Figur 4b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en femte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført av en pumpe i en vannproduserende brønn. Figur 4c viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en sjette utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et avvik i forhold til utførelsesformen i figur 4b, med en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets for løft i den vannproduserende brønnen. Figur 4d viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en syvende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et avvik i forhold til utførelsesformen i figur 4b, med en elektrisk drevet pumpe for luft i den vannproduserende brønnen. Figur 5 a viser en layout av produksjonsmanifolden og brønnen i følge en åttende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser driwann tilført fra omkringliggende sjøvann og trykksatt av en undersjøisk pumpe med utslipp som blandes sammen med formasjonsvann og injiseres. Figur 5b viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en niende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, og viser et avvik i følge utførelsesformen i figur 5a, der utsluppet vann frigjøres til omkringliggende sjø. Figur 6 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en tiende utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser en hydraulisk drevet pumpe i lukket krets i den hydrokarbonproduserende brønnen. Figur 7 viser en layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en ellevte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og viser bruk av produserte hydrokarboner som drivfluid. Figur 8 viser layout av en produksjonsmanifold og brønn i følge en tolvte utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse og omfatter bruk av kun én transportledning. Figur 9 viser et konvensjonelt gassløft arrangement som anvendes i arrangementet i følge oppfinnelsen av den typen som er vist i figur 2a. Figur 9b viser en layout av et arrangement for å tilveiebringe gassløft i sammenheng med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, med gasstilførsel i en av transportledningene. Figur 9c viser en layout av et arrangement for å tilveiebringe gass for kunstig løft lokalt i sammenheng med den foreliggende oppfinnelsen. Figur 10a viser en layout av et arrangement i følge den foreliggende oppfinnelsen som omfatter en nedihulls hydraulisk turbin til pumpe konverter for å øke trykket i brønnfluidet og som er koplet i serie med turbin til pumpe konverteren for å pumpe separert vann. Figur 10b viser en lignende layout som i figur 10a, men med en parallell konfigurasjon med dedikerte brønnhodestrupeventiler for turbin til pumpe konverteren for brønnfluidet og turbin til pumpe konverteren for separert vann. Figur 10c viser en lignende layout som i figur 10b, men med parallelkonfigurasjon av turbin til pumpe konverteren for brønnfluid og turbin til pumpe konverteren for separert vann, med en nedihulls kontrollventil for turbin til pumpe konverteren for brønnfluid. Figur 1 la viser layout av nedihulls arrangementet for gass-væske separasjon oppstrøms av væske-væske separasjonen og med en gass-scrubber.

Figur 1 lb viser en lignende layout som i figur lia, men uten scrubber.

Figur lic viser en gass-væske separasjon kun med gass-scrubber.

For beskrivelsen av alle utførelsesformene i det etterfølgende er trekk som korresponderer fullstendig med den foregående utførelsesformen, eller utførelsesformen som det vises til, ikke beskrevet i detalj. Det skal forstås at de deler av utførelsesformen som ikke beskrives i detalj fullt samsvarer med den foregående utførelsesformen eller en eventuell utførelsesform som det vises til.

Når det i det etterfølgende anvendes begrepet brønnfluid, betyr dette fluid som ekstraheres fra formasjonen. Brønnfluid kan inneholde gass, olje og/eller vann, eller en hvilken som helst kombinasjon av disse. Når det i den etterfølgende beskrivelsen anvendes begrepet produksjonsfluid betyr dette den delen av brønnfluidet som bringes fra reservoaret til havbunnen.

Figur la illustrerer en tidligere kjent produksjonslayout med fire brønner, der hver er forbundet med manifolden via mekaniske konnektorer 3a, 3b, 3c, 3d. Av illustrasjonshensyn er brønnen som er forbundet med den mekaniske konnektoren 3c sin layout vist i detalj. Det skal imidlertid forstås at layouten for de andre fire brønnene er av lignende type.

Brønnen som er forbundet med den mekaniske konnektor 3 c omfatter et nedihulls produksjonsrør 40 (kun delvis vist), som fører til en petroleumsproduserende formasjon 80, et undersjøisk brønnhode 1 og en produksjonsstrupeventil 2. Produksjonsstrupeventilen er, via den mekaniske konnektoren, i kommunikasjon med en manifold, generelt betegnet ved 41.

Manifolden omfatter to produksjonssamlerør 6a og 6b. Et sett av isolasjonsventiler 4a, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d for hver ventil er tilveiebragt for å gjøre det mulig å rute produksjonsstrømmen inn i det ene eller det andre av samlerørene 6a og 6b.

Ved den ene enden av manifolden knytter et fjembart forbindelsesrør 9 sammen de to samlerørene 6a, 6b, via to mekaniske konnektorer 10a, 10b. Den hydraulisk betjente isolasjonsventilen 1 la er tilveiebragt i det første samlerøret 6a og sammen med en ROV-ventil 1 lb i det andre samlerøret, gjør denne det mulig å fjerne rørforbindelsen er lukket for tilknytning av en annen produksjonsbrønnramme.

Figur lb viser en avvikende layout i forhold til layouten vist i figur la. Her er to og to brønner koplet sammen til manifolden. Som i figur la er konnektor 3a forbundet med det første samlerøret 6a via isolasjonsventil 5 a, og med det andre samlerøret 6b via isolasjonsventilen 4a, konnektor 3b er forbundet med det første samlerøret 6a via isolasjonsventil 5b, og med det andre samlerøret 6b via isolasjonsventil 4b. I motsetning til layouten i figur la er isolasjonsventil 5a og 5b forbundet med hverandre, og isolasjonsventil 4a og 4b er forbundet med hverandre. Denne layouten gjør det mulig å velge hvilket av samlerørene 6a og 6b konnektorene skal stå i kommunikasjon med. Dersom ventil 5a og 4b åpnes og ventil 5b og 4a lukkes, vil dette sette konnektor 3a i kommunikasjon med det første samlerøret 6a og konnektoren 3b i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b. Åpnes ventil 4a og 5b og lukkes ventilene 4b og 5a vil dette

sette konnektoren 3a i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b og konnektoren 3b i kommunikasjon med det første samlerøret 6a. Konnektorene 3c og 3d er forbundet med manifolden via ventiler 4c, 4d, 5c, 5d på en lignende måte som konnektorene 3a og 3b. I alle andre henseender er de to layoutene i figurene la og lb like hverandre.

Manifoldene i følge figurene la og lb fungerer på følgende måte:

Olje, gass og vann strømmer fra reservoaret inn i brønnene og gjennom produksjonsrøret 40 til det undersjøiske brønnhodet 1, og rutes til manifolden 41 via

produksjonsstrupeventil 2 og den mekaniske konnektoren 3c. En av isolasjonsventilene 4c, 5c vil være lukket og den andre åpen og tillate produksjonsfluidet å rutes inn i enten det første samlerøret 6a eller det andre samlerøret 6b. Produksjonsfluidet transporteres så ved naturlig sfrømning til toppside eller til land i fransportledningene 8a, 8b forbundet med manifolden 41 via mekaniske tilknytningskonnektorer 7a, 7b.

Det er også mulig å bringe inn produksjonsfluidet fra en annen manifold ved å forbinde denne med manifolden i stedet for rørforbindelsen. Isolasjonsventilen 11 anordnet i det første samlerøret gjør det mulig for det andre samlerøret å frigjøres, slik at dette kan fungere som en service-ledning.

Figur 2a viser første utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse, som er en utvikling av manifolden og brønnlayouten vist i figur 1.1 tillegg til isolasjonsventil 4a, 5a, 4b, 5b, 4c, 5c, 4d, 5d, omfatter den en tredje isolasjonsventil 14, 14b, 14c, 14d, for hver brønn. En avlastningsventil 18 er også anordnet.

En annen layout er vist for brønnen forbundet med den mekaniske konnektoren 3c. Brønnen omfatter en produksjonsrørledning 40, som er forbundet med en nedihulls hydrokarbon-vann separator 13. Den omfatter også en injeksjonsrørledning 42 forbundet med separatoren via en nedihulls pumpe 17. Den nedihulls pumpen 17 drives av en nedihulls turbinekspanderer 16. Turbinen 16 er forbundet med manifolden via brønnholdet (ventiltreet) 1, en injeksjonsstrupeventil 15 og en andre mekanisk konnektor 43.

I alle andre henseender er layouten i figur 2a identisk med den som er vist i figur la.

Figur 2a illustrerer konseptet ved å kombinere hydrokarbonproduksjon og tilførsel av drivfluid (vann) til en (eller flere) nedihulls plasserte hydrauliske turbin-til-pumpe konvertere. Brønnfluid fra produksjonsreservoar 80 rutes via produksjonsrøret til den nedihulls hydrokarbon-vann separatoren 13.1 separatoren separeres hydrokarboner fra vann. En slik separator er kjent fra for eksempel WO 98/41304, og skal derfor ikke forklares i detalj her. Hydrokarboner fra separatoren strømmer til det undersjøiske produksjonsventiltre 1. Justering av produksjonsstrupeventil 2 tillater individuell kontroll av produksjonen fra brønnen som produseres til et felles samlerør 6a. Alle produksjonsfluider fra brønnene rutes til det første samlerøret 6a ved å sette isolasjonventilene 5a, 5b, 5c, 5d, i åpen posisjon og isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d, i lukket posisjon.

Isolasjonsventilen 11 i det første samlerøret 6a settes til lukket posisjon, og tvinger derfor alle de produserte hydrokarbonene til å strømme via den første fransportledningen 8a til en plattform eller til land for videre prosessering.

Trykksatt drivfluid (vann) rutes via den andre fransportledningen 8b til manifolden 41 og til det andre samlerøret 6b. Isolasjonsventil 14a, 14b, 14c, 14d er satt i åpen posisjon og tillater drivfluid å rutes fra det andre samlerøret 6b via injeksjonsstrupeventilen 15 til ventiltreets 1 injeksjonsside, hvilket er av dualfunksjonstypen (egnet både for produksjon og injeksjon). Et produksjonssystem kan også bestå av en eller flere brønner som ikke har en nedihulls separator. I et slikt tilfelle er ikke ventilen 14 relevant.

Drivfluidet rutes til den nedihulls turbinekspandereren 16, enten via ringlomme som dannes av produksjonsforingen og produksjonsrøret, eller ved en separat injeksjonsrørlea^ning i et dualt kompletteringssystem. Vann som separeres fra hydrokarbonene i den nedihulls separatoren 13 rutes til en nedihulls pumpe 17. Denne pumpen drives mekanisk av turbinen, for eksempel via en aksling 44. Drivfluidet ekspanderer til trykket på pumpens 16 utløpsside, der det blandes med det separerte, produserte vannet og rutes inn i injeksjonsledningen for å avhendes i et reservoar 81, egnet for vanndeponering og/eller trykkunderstøttelse.

Raten av drivfluid som tilføres turbinen reguleres ved å betjene injeksjonsstrupeventilen 15 plassert på sjøbunnen. For anvendelse sammen med en gravitasjonstype nedihulls separator 13, tilføres en passende rate av drivfluid for å opprettholde et på forhånd innstilt olje-vann grensnittnivå og/eller målinger av kvaliteten på det injiserte vannet. Dersom en nedihulls separator av hydrosyklontypen anvendes, kontrolleres denne enten ved flow-split (dvs. forholdet mellom overstrømnings- og innstrørnningsratene) eller ved vannkuttmålinger i hydrokarbonutløpet. Den totale raten drivfluid tilført det andre samlerøret 6b reguleres for å oppnå et forhåndsinnstilt konstant trykk i det andre samlerøret 6b. Avlastningsventilen 18 kan, dersom dette er nødvendig, integreres i samlerøret 6b for å gjøre det mulig å slippe ut overflødig fluid til det omkringliggende sjøvannet.

Manifolden og brønnen i figur 2a kan også konfigureres til å produsere hydrokarboner på konvensjonell måte uten injeksjon. Ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, vil injeksjonen stenges av. Ved å åpne isolasjonsventil 4a, 4b, 4c, 4d, vil produksjonsfluidet føres inn i det andre samlerøret 6b og produksjonen vil finne sted på samme konvensjonelle måte som i figur la. Figur 2b viser en avvikende layout i forhold til figur 2a. Arrangementet av konnektorer 3a, 3b, 3c, 3d, ventiler 4a, 4b, 4c, 4d, 5a, 5b, 5c, 5d, og disses forbindelse med det første samlerøret 6a og det andre samlerøret 6b er det samme som i figur lb. I tillegg til dette er ventilene 14a og 14b forbundet med hverandre og med ledningen mellom ventil 4qa og 4b. Ventilene 14c og 14d er forbundet med hverandre og ventil 4c og 4d på samme måte. Den andre konnektoren 43 erstattes med en vanlig konnektor 3c for produksjonslfuidledningen 40 og drivfluidledningen. I alle andre henseender er layouten i figur 2b identisk med layouten i figur 2a. Tilførsel av drivfluid forgrenes fra isolasjonsventilarrangementet, med isolasjonsventil 4d og 5d lukket, rutes til ventiltræme via ventilen 14c og multiboringskohnektoren 3c. Figur 2c er ytterligere avvikende fra layouten i figur 2b. Her er ventilene 14a og 14b forbundet med hverandre, men ikke med ledningen mellom ventil 4a og 4b. Det samme gjelder for ventil 14c og 14d. I alle andre henseender er layouten i figur 2c identisk med layouten i figur 2b. Drivfluid tilføres fra rørforbindelsen til det andre samlerøret 6b og rutes via ventilene 14a, 14b, 14c, 4d og multiboringskonnektoren til brønnene.

Figur 3 er en utførelsesform som er en variant av den som er vist i figur 2b og illustrerer konseptet med å anvende en undersjøisk plassert hastighetskontrollert matepumpe 19. Drivfluid kan tilføres fra en plattform, fra land eller andre undersjøiske installasjoner. Pumpen er forbundet med det andre samlerøret via en avstengningsventil 60 på innløpssiden, en avstengningsventil 61 på utløpssiden og en konnektor 62. En bypass-ventil 63 er også anordnet for å muliggjøre bypass av drivfluid forbi matepumpen 19. Pumpen 19 er vist elektrisk drevet, men kan også drives ved hjelp av et hvilket som helst annet egnet middel.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Bypass-ventilen 63 vil i et slikt tilfelle være åpen, for å bypasse produksjonsfluidet forbi pumpe 19.

Figur 4a er en ytterligere utførelsesform og illustrerer anvendelsen av undersjøisk plasserte hastighetskontrollert pumpe 19 forbundet med det andre samlerøret 6b i manifolden 41 for tilførsel aV drivfluid som frittstående vann tatt fra en nedihulls vannkilde 82, via en formasjonsvannledning 50, et vannproduksjons ventiltre 49, en rørledning 45, en konnektor 66 og en avstengningsventil 67. Matepumpen 23 anvendes for krafttilførsel til den nedihulls turbinen 16. Matepumpen 26 er vist elektrisk drevet, men kan også drives ved hjelp av et hvilket som helst annet egnet middel. En isolasjonsventil 21 er plassert i det andre samlerøret 6b og når denne er lukket forhindrer den drivfluid fra å strømme inn i den tilkoplede fransportledningen 8b. Et forbindelsesrør 46 med en isolasjonsventil 22 forbinder de to samlerørene 6a og 6b. Med denne ventilen i åpen posisjon kan produserte hydrokarboner rutes fra det første samlerøret 6a inn i begge fransportledningene 8 a og 8b.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og å åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventil 67 vil også lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpe 19.

Figur 4b illustrerer det samme konseptet som antydet i figur 4a, med en vanntilførsel tilført fra en nedihulls vannkilde 82. Vannopphentingssystemet omfatter en nedihulls pumpe 26, drevet av en nedihulls turbin 25 via en aksling 28. Turbinen mates med drivfluid via en dnvfluidledning 52, som tilføres via en strupeventil 24.

Pumpen 26 mater formasjonsvann til havbunnen via en formasjonsvannledning 50 og et vannproduksjonsventiltre 49. Vannet trykksettes ved en på havbunnen plassert hastighetskontrollert pumpe 23, forbundet med det andre samlerøret 6b via konnektoren 66 og avstengningsventilen 67, og er forbundet med formasjonsvannledningen via konnektoren 66, en andre konnektor 68 og en andre avstengningsventil 69.

En delstrøm tas fra utløpssiden til den undersjøiske matepumpen 23 ved 51 og rutes til den nedihulls turbinen 25 via strupeventil 24, plassert på ventiltreet 49. Den nedihulls turbinen 25 driver den nedihulls pumpen 26 når drivfluidet ekspanderer til pumpens utløpstrykk på pumpens 26 utløpsside, der det blandes med formasjonsvannet og bringes til havbunnen, der fluidet igjen anvendes som drivfluid for produksjonsbrønnen. Dette alternativet er egnet når blanding av sjøvann og produsert vann vil forårsake problemer, for eksempel scaling.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23 eller turbinen 25. Strupeventilen 24 kan også være i lukket posisjon.

Figur 4c illustrerer en variant av konseptet beskrevet i figur 4b. Her anvendes et lukket sløyfesystem 53 for drivfluidet til den nedihulls hydrauliske turbinen-til-pumpe omformeren 25, 26. En matepumpe 27 i det lukkede systemet 53 er elektrisk drevet, hastighetskontrollert og er plassert på havbunnen og integrert med det undersjøiske produksjonssystemet.

Den undersjøiske matepumpen 23 kan utelates dersom tilstrekkelig strømning og trykk kan genereres i det andre samlerøret 6b ved bruk av kun

formasjonsvanntilførselspumpen 26. Vanntilførselspumpen 26 kan også drives elektrisk i stedet for ved en drivfluidturbin.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23 eller turbinen 25.

Figur 4d illustrerer et konsept med formasjonsvann tilført fra en vannkilde 82 ved bruk av en elektrisk drevet, neddykket pumpe 28 (ESP). ESPen er plassert nede i hullet og tilveiebringer tilstrekkelig trykk i det pumpede fluidet for sugesiden til matepumpen 23 som er plassert på havbunnen. For spesielle anvendelser (spesielt for dypvannsutbygginger), kan formasjonsvann trekkes fra en vannbrønn og leveres til havbunnen ved et akseptabelt trykk for matepumpens sugeside, uten behov for nedihulls trykkøkning.

Som i utførelsesformen i figur 4c er matepumpen forbundet med det andre samlerøret 6b via en konnektor 66 og en avstengningsventil 67, og formasjonsvannledningen 50 via konnektoren 66 og en avstengningsventil 69.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonens fluid kommer inn i pumpen 23.

Figur 5a er en videreutvikling og illustrerer anvendelsen av en undersjøisk plassert, hastighetskontrollert pumpe 19, forbundet med det andre samlerøret 6b i manifolden 41, for tilførsel av drivfluid som sjøvann tatt fra den omkringliggende sjøen via en rørledning 45, konnektor 64 og avstengningsventil 65. Faste stoffer og partikler fjernes ved bruk av en filteranordning 20 på pumpens sugeside. En isolasjonsventil 21 er plassert i det andre samlerøret 6b og når den er lukket forhindrer den drivfluid fra å komme inn i den tilknyttede fransportledningen 8b. Et forbindelsesrør 46 med en isolasjonsventil 22 forbinder de to samlerørene 6a og 6b. Med denne ventilen i åpen posisjon kan de produserte hydrokarbonene rutes fra det første samlerøret 6a inn i begge fransportledningene 8a og 8b.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 19.

Figur 5b illustrerer bruk av en åpen sløyfe der sjøvann anvendes som drivfluid, og er en avvikende utførelsesform i forhold til den som er vist i figur 5 a. Filtrert sjøvann, filtrert av filteret 20, trekkes fra det omkringliggende sjøvannet, trykksettes ved en hastighetskontrollert elektrisk matepumpe 23 og leveres til det andre samlerøret 6b via en konnektor 66 og avstengningsventil 67. Fra det andre samlerøret 6b mates drivfluidet gjennom strupeventil 2 ned til den nedihulls turbinen 16 og i stedet for å blande vannet med injeksjons vann, returneres dette gjennom returledningen 54, ved hvis ende 33 vannet slippes ut til omgivelsene.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventil 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23. Returledningen 54 kan også utstyres med en isolasjonsventil eller tilbakeslagsventil (ikke vist) for å unngå at sjøvann kommer inn i ledningen 54.

Figur 6 illustrerer et konsept med en lukket sløyfe for drivfluid. Her er hver brønn utstyrt med en ytterligere fransportledning 54 for retur av drivfluid. En mekanisk konnektor 29 forbinder ledningen 54 med et tredje samlerør 30. Det tredje samlerøret kommuniserer med en matepumpe 23, via en konnektor 66 og en ledning 70.

Drivfluidet fra pumpen 23 rutes via konnektoren 66, en avstengningsventil 67 og det andre samlerøret 6b gjennom strupeventilen 2, produksjonsventiltreet 1 på injeksjonssiden av treet og transporteres til den nedihulls turbinen 16 i et separat rør 52 eller i et ringrom dannet av foringen, produksjons- og drivfluidrøret. Drivfluidet returnerer etter turbinekspansjonsprosessen i returledningen 54 til det undersjøiske brønnhodet, som enten er et separat rør eller ringrommet, dersom dette ikke blir brukt for tilførsel av drivfluid. Fra returledningen leveres drivfluidet via den mekaniske konnektoren 29 til det tredje samlerøret 30 i manifolden.

En akkumulatortank 31 er forbundet med ledningen 70 som fører fra konnektoren 66 til matepumpens 23 innløpsside, via en separat ledning 7. Akkumulatoren 31 kan også stå i kommunikasjon med en fluidkilde, for eksempel omkringliggende sjøvann, via en ledning 72, for å erstatte drivfluid som tapes på grunn av lekkasje eller av andre grunner.

Drivfluidreturen fra alle brønnene rutes via det tredje samlerøret 30, fra hvilket det tilføres matepumpen 23, trykksettes og leveres til det andre samlerøret 6b. Det tredje samlerøret 30 kan være utstyrt med et inntak ved 57, utstyrt med en tilbakeslagsventil (ikke vist), som et alternativ til drivfluidtilførselen gjennom ledning 72.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge funksjonen til figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. Isolasjonsventilen 67 vil lukkes for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23.

Figur 7 illustrerer bruk av produsert olje som drivfluid for et nedihulls hydraulisk undersjøisk pumpesystem (HSP). Det første samlerøret 6a står via ledningen 55, en avstengningsventil 73 og en konnektor 74 i kommunikasjon med en gass-væske separator 32, som i sin tur står i kommunikasjon med en matepumpe 23. Matepumpen 23 står i kommunikasjon med det andre samlerøret 6b, via konnektoren 74 og avstengningsventilen 67, som i sin tur står i kommunikasjon med den nedihulls turbinekspandereren 16 via isolasjonsventilen 14c, den mekaniske konnektoren 43, strupeventil 15 og ventiltreet 1. Turbinen 16's utløpsside står i kommunikasjon med produksjonsledningen 40.

I ledningen 55 er også en isolasjonsventil 22 montert.

Gass-væske separatoren 32 er også forbundet med en gassledning 75, som via konnektoren 74 og en avstengningsventil 76 er forbundet med det andre samlerøret 6b på transportledningssiden til en avstengningsventil 21.

Isolasjonsventilen 22 er satt i åpen posisjon, noe som tillater at noe av de produserte hydrokarbonene rutes til gass-væske separatoren 32.1 gass-væske separatoren 32 separeres gassen og transporteres til det andre samlerøret via ledningen 75. Avstengningsventilen 21 er lukket og gassen transporteres derfor gjennom transportledningen 8b. En egnet rate av separert olje tilføres matepumpen 23 og leveres trykksatt til det andre samlerøret 6b. Isolasjonsventilen 4c er lukket og isolasjonsventilen 14c er åpen. Drivfluidet rutes derved til injeksjonssiden av dualfunksjonventiltrærne via injeksjonsstrupeventilen 15. Når det forlater nedihulls turbinen 16 blandes drivfluidet med de produserte hydrokarbonene fra den nedihulls separatoren 13 og bringes til brønnhodet (ventiltre 1). Fra alle de produserende brønnene rutes hydrokarbonene til det første samlerøret 6a via den åpne isolasjonsventilen 5c og til slutt inn i den første transportledningen 8a, for å transporteres til en offshore installasjon eller til land.

Også her kan konvensjonell produksjon i følge figur la oppnås ved å lukke isolasjonsventilene 14a, 14b, 14c, 14d, og åpne isolasjonsventilene 4a, 4b, 4c, 4d. En isolasjonsventil (ikke vist) kan også anordnes i ledningen 45 for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23. Isolasjonsventil 22 vil fortrinnsvis være i lukket posisjon, avstengningsventilen 67 vil være lukket for å unngå at produksjonsfluid kommer inn i pumpen 23, og avstengningsventil 76 vil også være lukket for å unngå at produksjonsfluider kommer inn i gass-væske separatoren 32.

Figur 8 illustrerer bruk av én enkel trarisportledning 8 i stedet for de to transportledningene 8 a og 8b. Transportledningen 8 er forbundet med de to samlerørene 6a og 6b via en treveisventil 76. Treveisventilen er konstruert for å åpne kommunikasjon mellom enten de to samlerørene 6a og 6b og transportledningen 8.1 det andre samlerøret 6b er en avstengningsventil 21 anordnet.

I den viste utførelsesformen er drivfluid tilført fra en undersjøisk vannproduserende brønn, på samme måte som vist i utførelsesformen i figur 4d, imidlertid er den nedihulls pumpen 28 utelatt. Drivfluidet tilføres også turbinen 16 og slippes ut i injeksjonsledningen 42 som beskrevet i figur 4d. Imidlertid skal det forstås at en hvilken som helst av de andre beskrevne utførelsesformene der drivfluid kan tilføres fra en nærliggende kilde kan anvendes sammen med konseptet med én enkel transpotrledning.

Under normal produksjon sammen med vanninjeksjon vil den treveis ventilen tilveiebringe kommunikasjon av produksjonsfiuider fra det første samlerøret til transportledningen 8, og isolere det andre samlerøret 6b fra fransportledning 8 og det første samlerøret 6a. Det andre samlerøret vil anvendes for tilførsel av drivfluid.

Det ovenfor forklarte arrangementet tillater bruk av kun en transportlediung mellom havbunnen og plattformen eller fasilitetene på land. Dette vil muliggjøre betydelige kostnadsbesparelser.

Hovedgrunnen til å bruke to fransportledninger har vært muligheten for å utføre såkalt rundpigging. Dette er et alternativ til å ha en piggutsender ved den ene enden av fransportledningen og en piggmottaker ved den andre enden av fransportledningen. Rundpiggingsprosedyren er en mye enklere og billigere måte å utføre den nødvendige piggingen på.

Selv om utførelsesformen i figur 8 har kun en fransportledning er det fremdeles mulig å utføre rundpigging. For å utføre dette, stoppes først produksjonen. Matepumpen 23 anvendes for å fylle transportledningen 8 med ventilen 21 åpen og ventilene 1 la og 1 lb lukket, og med produksjonsbrønnene avstengt. Pumpen 23 stenges så av, avstengningsventil 67 lukkes og den treveis ventilen settes i en posisjon som muliggjør kommunikasjon mellom transportledningen 8 og det andre samlerøret. og en pigg (ikke vist) sendes så ut fra plattformen eller fasiliteten på land. Fortrengt vann kan evakueres til omgivelsene, ned i de hydrokarbonproduserende brønnene, eller til en deponeringstank (ikke vist). Posisjonen til piggen i manifolden detekteres. Når piggen drives forbi vanninjeksjonsforgreningen 45, stoppes den. Ventil 1 la og 1 lb åpnes, ventilen 21 lukkes og ventil 76 åpnes for å tillate kommunikasjon mellom det første samlerøret 6a og transportledningen 8. Vannmatepumpen 23 startes og driver piggen gjennom forbindelsesrøret 9, inn i det første samlerøret 6a, forbi ventilen lia. Ventilen lia lukkes så og brønnene åpnes for produksjon inn i det første samlerøret 6a. Produksjonsfluidene skyver piggen tilbake gjennom ventil 76 og fransportledningen 8, tilbake til moderfasiliteten. Normal produksjon gjenopptas.

Transportledningen 8 kan være en enkel, integrert transportledning, kraftkabel og service-umbilical forbundet med det undersjøiske produksjonssystemet som anvender nedihulls separasjon og vanninjeksjon.

Figur 9a viser en konvensjonell fremgangsmåte for å tilveiebringe gassløft i en hydrokarbonproduserende brønn. Gassen tilføres fra et fjerntliggende sted gjennom en separat ledning 83, som kan være en del av en umbilical. Ledningen 83 er forbundet med et tredje samlerør 85 via en konnektor 84. Det tredje samlerøret 85 er ved den motsatte enden forbundet med en ytterligere konnektor 86, og kan være forbundet gjennom denne med ytterligere manifolder.

Vi konnektoren 3c er det tredje samlerøret 85 forbundet med strupeventil 87 og videre, via ventiltre 1, med en gassledning 88, 'som i sin tur er forbundet med produksjonsrøret 40, for å transportere gass inn i produksjonsrøret 40.

De delene av figur 9a som ikke er spesifikt beskrevet, er identiske med figur 2a.

Figur 9b illustrerer et gasstilførselsarrangement for gassløft i følge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Gass tilføres fra et fjerntliggende sted gjennom et gassrør 83. Gassen avgrenes før den lukkede avstengningsventilen 21 og føres gjennom en avstengningsventil 89 til et tredje samlerør 85, og videre gjennom en konnektor 3c, strupeventil 87 og gassledning 88 til produksjonsrøret 40.

Tilførsel av drivfluid til den nedihulls turbinen 16 transporteres gjennom det andre samlerøret 6b på den andre siden av den lukkede avstengningsventilen 21 fra gasstilførselen. I alle andre henseender er layouten identisk med figur 2a.

I motsetning til arrangementet i figur 9a er det, ved arrangement i figur 9b, mulig å utføre gassløft kun med to transportledninger 8a og 8b, forbundet med manifolden. Figur 9c illustrerer bruk av en lokal gassløft resirkuleringssløyfe på produksjonsområdet. Konseptet er illustrert i sammenheng med vanninjeksjon, men er relevant også ved konvensjonell produksjon. Brønnfluid rutes fra det første samlerøret 6a, med isolasjonsventil 102 lukket, gjennom en avstengningsventil 90c og en konnektor 91 til en gass-væske separator 92. Væskefasen returneres gjennom konnektor 91 og en avstengningsventil 90d til det første samlerøret ved den nedstrøms siden av ventilen 102 og strømmer ved trykk til moderfasiliteten via den første fransportledningen 8a. En egnet rate gass ekstraheres fra separatoren 92 og trykksettes ved hjelp av en hastighetskontrollert kompressor 93 og leveres gjennom konnektoren 91 og en avstengningsventil 90a til et tredje samlerør 85. Resten av gassen føres gjennom en isolasjonsventil 94, konnektoren 91 og en avstengningsventil 90b til den andre fransportledningen 8b på den nedstrøms siden av den lukkede ventilen 21 og transporteres til moderfasiliteten. Gassen i det tredje samlerøret 85 distribueres herfra til de individuelle brønnene ved bruk av en strupeventil 87 plassert på ventiltreet eller på manifolden. Konseptet kan også omfatte re-sirkuleringssløyfer på kompressoren eller i manifolden. Figur 10a viser drivfluid tilført gjennom det andre samlerøret 6a, gjennom konnektoren 3c, strupeventilen 15 og ventiltre 1 til en turbin 95. Turbinen 95 driver, via en aksling, en pumpe 96 for å pumpe produksjonsfluid for å tilveiebringe kunstig løft.

Fra turbinen 95 føres drivfluidet til turbinen 16, driver pumpen 17 som pumper det separerte vannet. Etter at det forlater turbinen 16, blandet driwannet med det separerte vannet og injiseres i en injeksjonsformasjon 81.

Drivfluid kan alternativt tilføres først til turbinen 17 og så rutes til turbinen 95. Når to turbiner er koplet i serie, vil turbinen som anvendes for å trykksette produksjonsfluidet konstrueres til å gi en egnet tryldcøkning, mens den som injiserer vann opereres med hensyn på å opprettholde separatorytelsene, idet kontrollen av den sistnevnte kommer foran førstnevnte.

Figur 10b viser en avvikende utførelsesform av den som er vist i figur 10a. Driwannet fra det andre samlerøret 6b splittes ved 103. En første del av vannet føres gjennom

strupeventilen 15 og ventiltre 1 til turbinen 16, og driver pumpe 17 som pumper separert vann. En andre del av driwannet føres gjennom en andre strupeventil 104 og ventiltreet 1 til turbinen 95, og driver pumpen 96 som pumper produksjonsfluid. Ventilen 104 kan væreen justerbar ventil som er anordnet ved sjøbunnen eller nede i hullet. Eventuelt kan det benyttes en fast strupning i stedet for en regulerbar ventil. Vannet fra turbinen 16 og turbinen 95 blandes med det separerte vannet og injiseres i formasjonen 81. Som et alternativ kan vannet fra utløpssiden til en av turbinene rutes til innløpssiden til den andre.

Figur 10c viser en utførelsesform av oppfinnelsen med både gassløft og pumping av produksjonsfluid. Gassløft tilveiebringes som vist i figur 9a, men kan like godt tilveiebringes på den måte som er vist i figur 9b eller 9c.

Driwannet føres gjennom strupeventilen 15 og ventiltreet 1. Ved 105 splittes vannet. En første del av vannet føres ned til turbinen 16, og driver pumpen som pumper separert vann. En andre del av driwannet føres gjennom en kontrollventil 97 og til turbinen 95, og driver pumpe 96 som pumper produksjonsfluid. Vannet fra turbinene 16 og 95 blandes med det separerte vannet og injiseres i formasjonen 81.1 stedet for kontrollventilen 97 kan også en fast innsnevring benyttes.

Passende flow-split ved 105 kan også oppnås ved konstruksjon av turbinvinger, trinn, innløpsrør og begrensningsåpninger. Den viste nedihulls hydraulisk eller elektrisk betjente kontrollventilen 97 kan, sammen med strupeventilen 15, kontrollere forholdet og mengden drivfluid som tilføres de to turbinene og derved gjøre kontroll av trykkøkningen i produksjonsfluidet lettere, uavhengig av kontrollen med injeksjon av vann. Gassløft kan også anvendes for kunstig løft i kombinasjon med trykkøkning i oljen til havbunnen, som forklart ovenfor. Figur 1 la illustrerer bruk av et multifase (gass-olje-vann) nedihulls separasjonssystem. Brønnfluid strømmer inn i en gass-væske separator 98 der gassfasen trekkes ut og rutes gjennom ledningen 99, forbi olje-vann separatoren 13 i et rør til en nedstrøms gass-væske scrubber 100. Væske innblandet i gasstrømmen separeres ved bruk av en høy g-kraft og rutes tilbake til separatoren 13 gjennom ledningen 101. Scrubberen 100 er plassert på et egnet forhøyet nivå som tillater væsken å dreneres ved gravitasjon gjennom ledriingen 101 inn i olje-vann separatoren 13. Den rene gassen injiseres inn i oljefasen i produksjonsledningen 40 for å strømme til brønnhode 1. Optimal ytelse krever et brønntrykkbalansert system. Når vanninnblandingen i olje ikke er kritisk, kan scrubber-trinnet sammen med dreneringsrøret utelates. Figur 1 lb viser en totrinns multifase (gass-vann-olje) nedihulls separasjon uten gass-scrubber. Produksjonsfluidet føres inn i gass-væske separator 98, i hvilken gassen separeres fra væsken. Gassen føres gjennom et rør 99 og inn i produksjonsledningen 40, der den anvendes for gassløft. Væsken føres inn i en olje-vann separator 13, der oljen separeres til produksjonsledningen 40 og vannet separeres for å trykksettes av pumpen 17 og injiseres sammen med driwann fra turbinen 16.

En nedihulls turbin-til-pumpe hydraulisk omformer kan også anvendes i forbindelse med utførelsesformen i figur 1 la og 1 lb. Pumpen kan plasseres før gass-væske separatoren 98, mellom gass-væske separatoren 98 og væske-væske separatoren 13 eller etter væske-væske separatoren 13.

Figur lic illustrerer bruk av et totrinns nedihulls gass-væske separasjonssystem.

Brønnfluid strømmer inn i en gass-væske separator 98 der gassfasen tas ut og rutes i et rør 99 til en gass-væske scrubber 100. Væske innblandet i gasstrømmen separeres ved bruk av høy g-kraft. Scrubberen 100 plasseres ved et egnet forhøyet nivå som tillater væsken å dreneres ved gravitasjon gjennom et rør 101 oppstrøms av gass-væske separatoren 98, og kan bestå av et eller flere separasjonstrinn. Tørr gass kommer ut av scrubberen 100 og strømmer til brønnhode 1, enten i produksjonsrør 40 eller i et ringrom dannet av foringen og produksjonsrøret. Vann tas fra separatoren 98, trykksettes av pumpe 17 og injiseres sammen med drivfluidet som kommer ut fra turbinen 16. Optimal ytelse krever et godt trykkbalansert system. Separasjonssystemet er også anvendelig når kondensat skal re-injiseres tilbake til formasjonen. Denne utførelsesformen er å foretrekke for brønner som hovedsakelige produserer gass, men lite olje.

Separatorene kan være en av de typene som er beskrevet i norsk patentsøknad nr. 2000 0816 av samme søker.

For alle de illustrerte utførelsesformene av den foreliggende oppfinnelse kan en ytterligere ledning (ikke vist) og en ytterligere isolasjonsventil (ikke vist) være anordnet for å gjøre det mulig å rute produksjonen gjennom det andre samlerøret og drivfluidet og/eller injeksjonsfluidet gjennom det første samlerøret.

I stedet for å injisere vann inn i formasjonen, kan vannet også transporteres til overflaten i returledningen 54 eller i en separat ledning (ikke vist) for etterfølgende prosessering og/eller deponering.

Alle de beskrevne produksjonsalternativene kan utvikles etter behov til å inkludere undersjøiske prosessutstyr for gass-væske separasjon, ytterligere hydrokarbon-vann separasjon ved bruk av elektrostatisk koalesens, enkeltfase væskepumping, enkeltfase gasskompresjon og multifase pumping. I tilfelle av undersjøisk gass-væske separasjon kan gass rutes til en transportledning mens væsken rutes til den andre. En hvilken som helst av konnektorene kan være av horisontal eller vertikal type. Retur- og tilførselsledninger kan rutes gjennom en felles multimålingskonnektor eller være fordelt ved bruk av uavhengige konnektorer.

Strupeventiler kan være plassert på ventiltreet som vist i de medfølgende figurer, men kan også plasseres på manifolden. Ventilene kan, dersom det kreves, være uavhengig gjenopphentbare enheter. Strupeventiler på havbunnen er normalt hydraulisk betjente, men kan også være elektrisk betjente for anvendelser der hurtig respons behøves.

Elektrisk betjente pumper er ikke illustrert i de medfølgende figurene med

hjelpesystemer for re-sirkulering, trykkompensasjon og re-fylling. Kun en pumpe er vist for hvert funksjonelle behov. Imidlertid, avhengig av strømningsrater, trykloakning eller drivarrangement, kan flere pumper forbundet i parallell eller serie være hensiktsmessig.

Claims (29)

1. Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilførsel av drivfluid til flere undersjøiske brønner og produksjon av hydrokarboner fra de samme brønnene, hvor hver av brønnene er tilknyttet en og samme manifold (41), hvilken manifold (41) er plassert på sjøbunnen, der det via et ventiltre (1) tilveiebringes kommunikasjon mellom et første samlerør (6a) i manifolden og en brønnfluidledning (40) for transport av brønnfluid, som strekker seg til en hydrokarbonproduserende formasjon (80) i brønnen, karakterisert ved at det via ventiltreet (1) tilveiebringes kommunikasjon mellom et andre samlerør (6b) i manifolden og en drivfluidledning forbundet med en turbin (16) i en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (16, 17), at det første (6a) og det andre (6b) samlerøret isoleres fra hverandre og at tilførselen av drivfluid styres separat for hver brønn.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at vannet fra pumpen i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (16,17) benyttes for injeksjon i formasjonen (80).

3. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at omkringliggende sjøvann benyttes som drivfluid og enten injiseres i reservoaret sammen med vann som er separert fra brønnfluidet eller returneres til sjøbunnen og slippes ut i den omkringliggende sjø.

4. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at drivfluidet trekkes ut fra en vannførende formasjon (82) og strømmer fritt fra formasjonen til sjøbunnen eller pumpes til sjøbunnen ved bruk av en nedihulls elektrisk drevet pumpe eller en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (25, 26).

5. Fremgangsmåte ifølge et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at drivfluidet sirkuleres i en lukket sløyfe under trykkøkning ved bruk av en matepumpe (23) plassert på sjøbunnen og at drivfluidet returneres til manifolden (41) via et tredje samlerør (30).

6. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-2, karakterisert ved at drivfluidet er olje som er separert fra brønnfluidet og er trykksatt ved hjelp av en matepumpe (23) på sjøbunnen og føres til den nedihulls turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (16,17) og at drivfluidet slippes ut i brønnfluidet som er brakt til manifolden (41) på sjøbunnen.

7. Fremgangsmåte ifølge ett av kravene 1-6, karakterisert v e d at drivfluidet benyttes for å drive en turbin (95) i en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (95, 96) for å øke trykket til brønnfluidet.

8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, karakterisert ved at drivfluidet benyttes for å drive en første turbin (16) i en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (16, 17) for å pumpe vann, som er separert fra brønnfluidet og også for å drive en andre turbin (95) i en andre nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (95, 96), for å øke trykket til brønnfluidet og at den første (16) og andre (95) turbinen styres av dedikerte justerbare undersjøiske ventiler (15,104), eller at den andre turbinen (95) styres av en nedihulls justerbar ventil (15) eller fast struping.

9. Undersjøisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flere undersjøiske brønner og tilførsel av drivfluid til de samme brønnene, omfattende en manifold (41), som er plassert på sjøbunnen, med et første (6a) og et andre (6b) samlerør og isolasjonsventiler (4a, 4b..., 5a, 5b..., 14a, 14b...) for å isolere det første (6a) eller det andre (6b) samlerøret fra de respektive brønnene, idet minst det første samlerøret (6a) står i selektiv fluidkommunikasjon, via en respektiv justerbar ventil (2) og et respektivt ventiltre (1), med respektive hydrokarbon-transportledninger (40) i brønnene, for transport av hydrokarboner, der minst en av brønnene har en nedihulls separator (13) for å separere hydrokarboner og vann og en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (16,17) for pumping av separert vann, karakterisert ved at det andre samlerøret (6b) står i kommunikasjon med en drivfluidkilde og, via en justerbar ventil (15) for drivfluidet og en (Irivfluidledning, i videre kommunikasjon med en turbin (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (16,17).

10. Undersjøisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flere undersjøiske brønner og tilførsel av drivfluid til de samme brønnene, omfattende en manifold (41), som er plassert på sjøbunnen, med et første (6a) og et andre (6b) samlerør og isolasjonsventiler (4a, 4b..., 5a, 5b..., 14a, 14b...) for å isolere det første (6a) eller det andre (6b) samlerøret fra de respektive brønnene, idet minst det første samlerøret (6a) står i selektiv fluidkommunikasjon, via en respektiv justerbar ventil (2) og et respektivt ventiltre (1), med respektive hydrokarbon-transportledninger (40) i brønnene, for transport av hydrokarboner, der minst en av brønnene har en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (95, 96), karakterisert ved at det andre samlerøret (6b) står i kommunikasjon med en drivfluidkilde og, via en justerbar ventil (15, 104) for drivfluidet og en drivfluidledning, i videre kommunikasjon med en turbin (95) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (95, 96) og at pumpen (96) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (95, 96) pumper brønnfluid.

11. Arrangement ifølge krav 9 eller 10, karakterisert ved at det andre samlerøret (6b) står i kommunikasjon med en drivfluidkilde på en installasjon til havs eller på land.

12. Arrangement ifølge krav 9 eller 10, karakterisert ved at det andre samlerøret (6b) står i kommunikasjon med en drivfluidkilde i en undergrunns brønn.

13. Arrangement ifølge krav 9,10,11 eller 12, karakterisert ved at drivfluidet er vann.

14. Arrangement ifølge krav 9,10,11, eller 12, karakterisert ved at en undersjøisk matepumpe (23) er anordnet for å trykksette drivfluidet før det strømmer ned i brønnene.

15. Arrangement ifølge krav 12, karakterisert ved at det andre samlerøret (6b) står i kommunikasjon med det omkringliggende sjøvannet og at sjøvann benyttes som drivfluid.

16. Arrangement ifølge krav 13,14 eller 15, karakterisert ved at turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren sin utslippsside står i kommunikasjon med pumpen (17) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren sin utslippsside.

17. Arrangement ifølge krav 9, karakterisert ved at turbinen (16) og pumpen (17) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren sine utslippssider står i kommunikasjon med en injeksjonssone (81) i en formasjon som injiseres med vann.

18. Arrangement ifølge et av kravene 9-17, karakterisert ved at pumpen (17, 96) iden nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren sin utslippsside står i kommunikasjon med en returledning (52) som returnerer drivfluid til overflaten eller sjøbunnen.

19. Arrangement ifølge krav 18, karakterisert ved at returledningen (52) står i kommunikasjon med et tredje samlerør (30) i manifolden (41) som står i kommunikasjon med matepumpen (23), for å returnere drivfluidet til matépumpens (23) innløpsside.

20. Arrangement ifølge krav 9, karakterisert ved at en returledning fra turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (16, 17) står i kommunikasjon med det omkringliggende sjøvannet for å slippe drivfluidet ut i sjøvannet.

21. Arrangement ifølge krav 12, karakterisert ved at en andre pumpe (26) er anordnet i den undergrunns drivfluidkildebrønnen.

22. Arrangement ifølge krav 21, karakterisert ved at den andre pumpen (26) er en elektrisk drevet pumpe.

23. Arrangement ifølge krav 21, karakterisert ved at den andre pumpen (26) drives av en separat drivfluidkilde.

24. Arrangement ifølge kravene 14 og 21, karakterisert v e d at den andre pumpen (26) er en nedihulls hydraulisk turbin-til-pumpe omformer (25, 26) og at turbinen (25) i den andre nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren står i kommunikasjon med utslippsiden til matepumpen (23).

25. Arrangement ifølge kravene 9 og 14, karakterisert ved at drivfluidet er hydrokarboner og at det første samlerøret (6a) står i kommunikasjon med det andre samlerøret (6b) via matepumpen (23).

26. Arrangement ifølge krav 25, karakterisert ved at pumpen (96) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren (95, 96) sin utslippside står i kommunikasjon med hydrokarbontransportledningen (40).

27. Arrangement ifølge ett av kravene 9-26, karakterisert v e d at isolasjonsventiler (4a, 4b..., 5a, 5b..., 14a, 14b...) er anordnet for å isolere det andre samlerøret (6b) fra drivfluidledningene og åpne kommunikasjon mellom det andre samlerøret (6b) og hydrokarbontransportledningene (40), for derved å muliggjøre transport av hydrokarboner i begge samlerør (6a, 6b).

28. Arrangement ifølge ett av kravene 9 - 26, karakterisert v e d at isolasjonsventiler (4a, 4b..., 5a, 5b..., 14a, 14b...) er anordnet for å isolere drivfluidledningene fra det andre samlerøret (6b), åpne kommunikasjon mellom det første samlerøret (6a) og drivfluidledningene, isolere hydrokarbontransportledningene (40) fra det første samlerøret (6a) og åpne kommunikasjon mellom hydrokarbontransportledningene (40) og det andre samlerøret (6b), for å muliggjøre hydrokarbontransport i det andre samlerøret (6b) og drivfluidtransport i det første samlerøret (6a) eller vice versa.

29. Arrangement ifølge et av kravene 9-28, karakterisert ved at en respektiv dedikert undersjøisk ventil (15,104), en nedihulls justerbar ventil (15) eller en fast struping er anordnet i drivfluidledningen for turbinen (95) i den nedihulls hydrauliske turbin-til-pumpe omformeren som pumper brønnfluid og eventuelt turbinen (16) i den nedihulls hydrauliske turbin til pumpe omformeren som pumper separert vann.