NO20120188A1

NO20120188A1 - Method and system for providing fuel gas to a topside facility

Info

Publication number: NO20120188A1
Application number: NO20120188A
Authority: NO
Inventors: Steinar Eriksen
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2012-02-23
Filing date: 2012-02-23
Publication date: 2013-08-26
Also published as: WO2013124338A2; WO2013124338A3; US20150021235A1

Abstract

En fremgangsmåte for å tilveiebringe brenselgass til et toppsideprosesseringssystem fra en undersjøisk brønnstrøm blirtilveiebrakt. Fremgangsmåten omfatter å separere strømmen fra den undersjøiske brønnen i en undersjøisk anbrakt trefaseseparator for å oppnå en råoljestrøm, og en strøm av rå naturgass, separere sure gasser og/eller vann fra den rå naturgassen, trykksette gasstrømmen undersjøisk, tilsette i det minste en del av den trykksatte gassen til råoljestrømmen undersjøisk, transportere den tilsatte gassen sammen med oljen til toppsiden, separere gassen fra oljen i et første stabiliseringstrinn og tilveiebringe den separerte gassen som brenselgass til et brenselgassystem.A method of providing fuel gas to a top side processing system from a subsea well stream is provided. The method comprises separating the stream from the subsea well into a subsea located three-phase separator to obtain a crude oil stream, and a stream of crude natural gas, separating acidic gases and / or water from the raw natural gas, pressurizing the gas stream subsea, adding at least a portion of the the pressurized gas to the crude oil stream underwater, transporting the added gas with the oil to the top side, separating the gas from the oil in a first stabilization step, and providing the separated gas as fuel gas to a fuel gas system.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en offshore-prosesseringsfremgangsmåte, spesifikt vedrører foreliggende oppfinnelse en offshore-prosesseringsfremgangsmåte for å tilveiebringe drivstoff til et offshore-prosesseringssystem som kan bli kombinert med en fremgangsmåte for stabilisering av olje til tanktransport. The present invention relates to an offshore processing method, specifically the present invention relates to an offshore processing method for providing fuel to an offshore processing system which can be combined with a method for stabilizing oil for tank transport.

Bakgrunn Background

Utnyttelsen av undersjøiske brønner har gjennomgått vesentlig utvikling siden starten på offshore-æraen. Lokaliseringen av brønner har blitt endret både med hensyn på havdybde og avstand til land. Dette har ført til nye systemer for håndtering av brønnstrømmene. Ett slikt system inkluderer en undersjøisk installasjon nært brønnhodet kombinert med en toppside-plattform som kan være en flytende prosesseringsplattform. Transportering av brønnprodukter kan enten foregå via undersjøiske rørledninger eller via tankskiptransport. PÅ grunn av den begrensede plassen på en flytende plattform må generelt mengden prosessutstyr bli tilpasset den tilgjengelige plassen. Transport av råolje på tankskip fordrer at råoljen har blitt stabilisert i et omfang slik at gass som kan bli frigjort fra oljen under transport blir begrenset. Frigjøringen av gass under transport er et resultat av endringer i betingelsene som for eksempel skyldes endringer i temperatur i omgivelsene, men er også et resultat av setting over tid under transport. The exploitation of subsea wells has undergone significant development since the start of the offshore era. The location of wells has been changed both with regard to sea depth and distance to land. This has led to new systems for handling the well flows. One such system includes a subsea installation close to the wellhead combined with a topside platform that can be a floating processing platform. Transport of well products can either take place via submarine pipelines or via tanker transport. DUE to the limited space on a floating platform, the amount of process equipment must generally be adapted to the available space. Transport of crude oil on tankers requires that the crude oil has been stabilized to an extent so that gas that can be released from the oil during transport is limited. The release of gas during transport is a result of changes in the conditions which, for example, are due to changes in temperature in the surroundings, but is also a result of setting over time during transport.

Stabilisering av råolje for tankskiptransport omfatter kontrollert avgassing av råoljen. Stabilization of crude oil for tanker transport includes controlled degassing of the crude oil.

Offshore toppside-prosesseringsutstyr krever kraft for å kunne drive mekanisk utstyr og for å tilveiebringe varme. Offshore topside processing equipment requires power to operate mechanical equipment and to provide heat.

Kraften kan bli fremskaffet via elektriske kabler som er koblet til kraftverk på land eller bli generert offshore ved forbrenning av drivstoff eller en kombinasjon derav. The power can be provided via electrical cables that are connected to power plants on land or be generated offshore by burning fuel or a combination thereof.

Kjent teknikk Known technique

Stabilisering av råolje ved avgassing er velkjent på fagområdet. Stabilization of crude oil by degassing is well known in the field.

Mål for oppfinnelsen Objectives of the invention

Et mål med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en fremgangsmåte for å tilveiebringe drivstoff til en toppside-plattform fra en undersjøisk brønn som benytter utstyr som i hovedsak er tilveiebrakt til andre formål. An aim of the present invention is to provide a method for providing fuel to a topside platform from a subsea well that uses equipment that is mainly provided for other purposes.

Et annet mål er å tilveiebringe en fremgangsmåte for stabilisering av olje for tanktransport. Another aim is to provide a method for stabilizing oil for tank transport.

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for å tilveiebringe brenselgass til et toppside-prosesseringssystem fra en undersjøisk brønnstrøm, der fremgangsmåten omfatter å separere strømmen i den undersjøiske brønnen i en trefaseseparator anbrakt undersjøisk for å oppnå en strøm med råolje, og en strøm med rå naturgass, separere sure gasser og/eller vann fra den rå naturgassen, trykksette gasstrømmen undersjøisk, tilsette i det minste deler av den trykksatte gassen til råoljestrømmen undersjøisk, transportere den tilsatte gassen sammen med oljen til toppsiden, separere gassen fra oljen i et første stabiliseringstrinn og tilveiebringe den separerte gassen som brenselgass til et brenselgassystem. The present invention provides a method for providing fuel gas to a topside processing system from a subsea well stream, wherein the method comprises separating the stream in the subsea well in a three-phase separator placed subsea to obtain a stream of crude oil, and a stream of raw natural gas, separate acid gases and/or water from the raw natural gas, pressurizing the gas stream subsea, adding at least part of the pressurized gas to the crude oil stream subsea, transporting the added gas together with the oil to the top side, separating the gas from the oil in a first stabilization step and providing the separated the gas as fuel gas for a fuel gas system.

I ett aspekt av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter fremgangsmåten ytterligere å fjerne vann fra strømmen av råolje undersjøisk for å oppnå tørr råolje, transportere den tørre råoljen til toppside-prosesseringssystemet. Fjerning av vann fra strømmen av råolje undersjøisk kan i et annet aspekt omfatte å passere råoljen gjennom en undersjøisk anbrakt elektrostatisk vannutskiller. In one aspect of the method of the present invention, the method further comprises removing water from the stream of crude oil subsea to obtain dry crude oil, transporting the dry crude oil to the topside processing system. Removing water from the stream of crude oil subsea may in another aspect include passing the crude oil through a subsea electrostatic water separator.

I et ytterligere aspekt av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse blir råoljestrømmen stabilisert for tanktransport i toppside-prosesseringssystemet via fjerning av oppløst gass. In a further aspect of the method according to the present invention, the crude oil stream is stabilized for tank transport in the topside processing system via removal of dissolved gas.

I nok et annet aspekt av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse opererer det første stabiliseringstrinnet ved et gasstrykk som er likt et trykk som er nødvendig for toppside-brenselgassystemet. In yet another aspect of the method of the present invention, the first stabilization stage operates at a gas pressure equal to a pressure required for the top side fuel gas system.

I et ytterligere aspekt av foreliggende oppfinnelse blir råoljen stabilisert i det første trinnet og i et andre trinn med mellomstadiumoppvarming. In a further aspect of the present invention, the crude oil is stabilized in the first stage and in a second stage with intermediate heating.

I et ytterligere aspekt av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse blir trinnet med å separere sure gasser og/eller vann fra den rå naturgassen utført undersjøisk. In a further aspect of the method according to the present invention, the step of separating acid gases and/or water from the raw natural gas is carried out underwater.

Videre tilveiebringer foreliggende oppfinnelse et toppside-forsyningssystem for brenselgass fra en undersjøisk brønn som omfatter en undersjøisk anbrakt trefaseseparator med et brønnstrøminntak og minst et uttak for rå naturgass og et uttak for råolje, et stigerør med et undersjøisk stigerørinntak i fluid kommunikasjon med råoljeuttaket og i fluid kommunikasjon med uttaket for rå naturgass og et toppside-stigerøruttak i fluid kommunikasjon med en toppside-anbrakt stabiliseringsenhet som omfatter et uttak for stabilisert råolje og et uttak for brenselgass. Furthermore, the present invention provides a topside supply system for fuel gas from a subsea well comprising a subsea three-phase separator with a well stream inlet and at least one outlet for raw natural gas and one outlet for crude oil, a riser with a subsea riser inlet in fluid communication with the crude oil outlet and in fluid communication with the crude natural gas outlet and a topside riser outlet in fluid communication with a topside located stabilization unit comprising a stabilized crude oil outlet and a fuel gas outlet.

I ett aspekt av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter systemet ytterligere et undersjøisk gassbehandlingssystem nedstrøms for trefaseseparatoren med et inntak i fluid kommunikasjon med utløpet for den rå naturgassen og med et utløp for behandlet gass i fluid kommunikasjon med stigerøret. In one aspect of the system according to the present invention, the system further comprises a subsea gas treatment system downstream of the three-phase separator with an inlet in fluid communication with the outlet for the raw natural gas and with an outlet for treated gas in fluid communication with the riser.

I et ytterligere aspekt omfatter systemet en undersjøisk anbrakt vannfjerningsenhet plassert nedstrøms for trefaseseparatoren med et råoljeinntak i fluid kommunikasjon med råoljeuttaket, et utløp for tørr råolje i fluid kommunikasjon med stigerøret og et vannuttak. I ett aspekt av systemet omfatter vannfjerningsenheten en elektrostatisk vannutskiller. In a further aspect, the system comprises a subsea water removal unit located downstream of the three-phase separator with a crude oil inlet in fluid communication with the crude oil outlet, a dry crude oil outlet in fluid communication with the riser, and a water outlet. In one aspect of the system, the water removal unit comprises an electrostatic water separator.

I nok et annet aspekt av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse står brenselgassutløpet i fluid kommunikasjon med et brenselgassinntak til en toppsideanbrakt kraftgenererende enhet. In yet another aspect of the system according to the present invention, the fuel gas outlet is in fluid communication with a fuel gas inlet to a topside mounted power generating unit.

I et ytterligere aspekt av systemet ifølge foreliggende oppfinnelse omfatter systemet ytterligere en undersjøisk naturgasskompressor med et inntak i fluid kommunikasjon med naturgassuttaket og et uttak for trykksatt gass i kommunikasjon med stigerøret. In a further aspect of the system according to the present invention, the system further comprises an underwater natural gas compressor with an inlet in fluid communication with the natural gas outlet and an outlet for pressurized gas in communication with the riser.

Uttrykket «toppside» refererer slik det blir benyttet her til en posisjon i nærheten av havoverflaten. For flytende toppside-installasjoner kan deler av utstyret være installert over eller under havnivået, men inne i eller på det flytende fartøyet eller plattformen. For plattformer som har ett eller flere ben som er forbundet med sjøbunnen skal «toppside» bli tolket som å referere til enhver posisjon på plattformen over havnivået. The term "topside" as used here refers to a position near sea level. For floating topside installations, parts of the equipment may be installed above or below sea level, but inside or on the floating vessel or platform. For platforms having one or more legs connected to the seabed, "top side" shall be interpreted as referring to any position on the platform above sea level.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Foreliggende oppfinnelse vil bli diskutert i ytterligere detalj med referanse til de vedlagte figurene der: Figur 1 skjematisk illustrerer en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figur 2 skjematisk illustrerer en andre utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figur 3 skjematisk illustrerer en tredje utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Figur 4 illustrerer prosesskjemaet for en fjerde utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. The present invention will be discussed in further detail with reference to the attached figures where: Figure 1 schematically illustrates a first embodiment of the present invention. Figure 2 schematically illustrates a second embodiment of the present invention. Figure 3 schematically illustrates a third embodiment of the present invention. Figure 4 illustrates the process diagram for a fourth embodiment of the present invention.

Prinsipiell beskrivelse av oppfinnelsen Principal description of the invention

Figurene illustrerer ulike utførelsesform er av foreliggende oppfinnelse. De samme referansenumre blir benyttet for å referere til tilsvarende elementer i ulike utførelsesformer. Det er slik at trekkene i de ulike utførelsesformene kan bli kombinert for å tilveiebringe ytterligere utførelsesformer av foreliggende oppfinnelse. Figur 1 illustrerer en første utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. En brønnstrøm 1 blir tilført en undersjøisk trefaseseparator for å oppnå en vannstrøm 19, en råoljestrøm 13 og en gasstrøm 3. Vannstrømmen 19 blir videreført til et vannbehandlingssystem 4 for produsert vann. Gasstrømmen 3 blir ført gjennom en varmeveksler 8 for å oppnå en avkjølt gass 5. Avkjølingen fører til kondensering av høyere hydrokarboner som blir separert i separator 10. Den flytende strømmen 7 blir via pumpe 12 og rør 9 blandet med hovedoljestrømmen fra separator 2. Gassen 11 som forsvinner ut over toppen av separator 10 blir utsatt for et behandlingssystem 22 som klargjør gassen for transport i rør. Den klargjorte gassen 51 blir satt under trykk i undersjøisk kompressor 52 for å oppnå trykksatt gass 53. The figures illustrate various embodiments of the present invention. The same reference numbers are used to refer to corresponding elements in different embodiments. It is such that the features of the various embodiments can be combined to provide further embodiments of the present invention. Figure 1 illustrates a first embodiment of the present invention. A well stream 1 is supplied to a subsea three-phase separator to obtain a water stream 19, a crude oil stream 13 and a gas stream 3. The water stream 19 is passed on to a water treatment system 4 for produced water. The gas stream 3 is passed through a heat exchanger 8 to obtain a cooled gas 5. The cooling leads to the condensation of higher hydrocarbons which are separated in separator 10. The liquid stream 7 is mixed with the main oil stream from separator 2 via pump 12 and pipe 9. The gas 11 which disappears over the top of separator 10 is exposed to a treatment system 22 which prepares the gas for transport in pipes. The prepared gas 51 is pressurized in the submarine compressor 52 to obtain pressurized gas 53.

Oljestrømmen 81 som omfatter råoljehovedstrømmen 13 og den kondenserte oljen 9 blir transportert via en pumpe 80 og en rørlinje 83. En del 57 av den trykksatte gassen blir tilsatt oljen før oljen blir ført til toppsiden via linje 85. Resten av gassen blir ført via varmeveksler 54 og rørlinje 55 til land. The oil stream 81 comprising the main crude oil stream 13 and the condensed oil 9 is transported via a pump 80 and a pipeline 83. A part 57 of the pressurized gas is added to the oil before the oil is led to the top side via line 85. The rest of the gas is led via heat exchanger 54 and pipeline 55 to land.

Blandingen av olje og gass blir transportert til en toppside-installasjon 90 i stigerør 85.1 oljebehandlingssystemet 6' blir oljen dehydrert og gass som i utgangspunktet var til stede i tillegg til gass som ble tilsatt blir fjernet i et første stabiliseringstrinn 84. Strøm 87 er stabilisert olje, og avhengig av restriksjonene for tanktransport kan ytterligere oljebehandling dersom det er nødvendig bli utført på toppside-installasjonen. Strøm 89 omfatter den tilsatte gasstrømmen 57 i tillegg til enhver ytterligere gass som frigjøres fra råoljen. Denne strømmen 89 blir tilført som brenselgass til et kraftsystem 88 som tilveiebringer gassbrensel. Figur 2 illustrerer en alternativ utførelsesform av foreliggende oppfinnelse der den i det minste delvis stabiliserte råoljen 87 blir returnert fra toppside-installasjonen til under havoverflaten, og transportert til land sammen med den komprimerte gassen 55 som strøm 65 via en undersjøisk rørlinje. I denne utførelsesform en blir råoljen transportert til toppside-installasjonen for å bli tørket. For rørlinjetransport sammen med rå-gassen må både gassen og oljen bli tørket for å unngå hydratdannelse. Figur 3illustrerer en ytterligere utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. Her er også det første oljebehandlingssystemet 6 anbrakt undersjøisk. Her blir råoljen dehydrert ved for eksempel å benytte elektrostatiske vannutskillere. Separert vann blir ført frem som strøm 15 til vannbehandlingssystemet 4 for produsert vann. Den dehydrerte oljen 81 blir via pumpe 80 overført til toppside-installasjonen 90 sammen med behandlet gass 57. Stabiliseringssystemet 84 omfatter ett eller flere stabiliseringstrinn der gass blir «flashed» ut av råoljen. Det første trinnet blir fortrinnsvis utført ved et trykk som er likt trykket som er nødvendig for brenselgassystemet 86 slik at det ikke er nødvendig å komprimere brenselgassen 89 før den tilføres brenselgassystemet 86. Brenselgassen er en kombinasjon av den tilførte gassen 57 og gassen som er til stede i råoljen før stabilisering. Ytterligere stabiliseringstrinn kan bli inkludert i enhet 84 for å gjøre det mulig å fjerne ytterligere gass for å sikre kvalitet som kan benyttes i tanktransport. Disse ytterligere trinnene vil bli utført ved et lavere trykk enn trykket i brenselgassen. Dersom vesentlige mengder med gass blir frigjort ved et lavere trykk så kan behandlingssystemet også omfatte en kompressor for å øke trykket i den fjernede gassen opp til trykket som er nødvendig for brensel ssy stem et. Alternativt, dersom det på toppsiden er to brenselgassystemer, 1) ett for forsyning av generatorturbinen (høytrykk) og 2) ett for forsyning av en direktefyrt varmer for å tilveiebringe oppvarmingsmedium, så blir gassen som frigjøres ved lavt trykk tilført brenselssystemet til den direktefyrte varmeren. Alternativt, dersom trykket i den fjernede gassen oppnådd i det første trinnet er høyere enn trykket som er nødvendig for brenselssystemet. De to gasstrømmene fra det første trinnet med for høyt trykk og fra det ytterligere trinnet med for lavt trykk kan bli kombinert før de tilføres brenselgassystemet med det korrekte trykket. The mixture of oil and gas is transported to a topside installation 90 in riser 85.1 the oil treatment system 6', the oil is dehydrated and gas that was initially present in addition to gas that was added is removed in a first stabilization step 84. Stream 87 is stabilized oil , and depending on the restrictions on tank transport, further oil treatment may, if necessary, be carried out on the topside installation. Stream 89 comprises the added gas stream 57 in addition to any additional gas released from the crude oil. This stream 89 is supplied as fuel gas to a power system 88 which provides gaseous fuel. Figure 2 illustrates an alternative embodiment of the present invention where the at least partially stabilized crude oil 87 is returned from the topside installation to below the sea surface, and transported to land together with the compressed gas 55 as stream 65 via a submarine pipeline. In this embodiment, the crude oil is transported to the topside installation to be dried. For pipeline transport together with the raw gas, both the gas and the oil must be dried to avoid hydrate formation. Figure 3 illustrates a further embodiment of the present invention. This is also where the first oil treatment system 6 is installed underwater. Here, the crude oil is dehydrated by, for example, using electrostatic water separators. Separated water is fed forward as stream 15 to the water treatment system 4 for produced water. The dehydrated oil 81 is transferred via pump 80 to the top side installation 90 together with treated gas 57. The stabilization system 84 comprises one or more stabilization steps where gas is "flashed" out of the crude oil. The first step is preferably carried out at a pressure equal to the pressure required for the fuel gas system 86 so that it is not necessary to compress the fuel gas 89 before it is supplied to the fuel gas system 86. The fuel gas is a combination of the supplied gas 57 and the gas present in the crude oil before stabilization. Additional stabilization steps may be included in unit 84 to enable additional gas to be removed to ensure quality that can be used in tank transport. These additional steps will be performed at a lower pressure than the pressure in the fuel gas. If significant amounts of gas are released at a lower pressure, the treatment system can also include a compressor to increase the pressure in the removed gas up to the pressure required for the fuel system. Alternatively, if on the top side there are two fuel gas systems, 1) one to supply the generator turbine (high pressure) and 2) one to supply a direct fired heater to provide heating medium, then the gas released at low pressure is fed to the fuel system of the direct fired heater. Alternatively, if the pressure in the removed gas obtained in the first stage is higher than the pressure necessary for the fuel system. The two gas streams from the first overpressure stage and from the further underpressure stage can be combined before being fed to the fuel gas system at the correct pressure.

Figur 4 illustrerer en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse i ytterligere detalj. Brønnfluidet 1 går inn i en faseseparator 2 der gasstrømmen 3 blir separert fra væsken. I den illustrerte utførelsesformen blir en vannstrøm 19 ført til et vannbehandlingssystem 4 for produsert vann, og oljestrømmen 13 blir ført til et oljebehandlingssystem 6. Gassen 3 blir først avkjølt av kjøler 8 for å oppnå avkjølt gass 5. Avkjølingen fører til kondensering av høyere hydrokarboner som blir separert i separator 10. Den flytende strømmen 7 blir via pumpe 12 og rør 9 blandet med hovedoljestrømmen fra separatoren 2. Gassen 11 som unnslipper over toppen av separatoren 10 blir utsatt for et gassbehandlingssystem. På figurene 1-3 er dette referert til som system 22 mens én utførelsesform av dette systemet her blir tilkjennegitt i detalj. Det er likevel slik at andre undersjøiske systemer for klargjøring av gass like gjerne kan benyttes. Strømmen av ubehandlet gass 11 som omfatter en komponent som skal bli fjernet, slik som CO2og/eller andre sure gasser, blir ført inn i et ekstraksjonssystem 14, 16 anbrakt undersjøisk. I den illustrerte utførelsesformen er ekstraksjonssystem et en totrinnsprosess med første direkte ekstraksj on skol onne 14 og en tradisjonell ekstraksjonskolonne 16. Foreliggende oppfinnelse er likevel ikke begrenset til denne utførelsesformen, men ethvert ekstraksjonssystem som er mulig å benytte i et undersjøisk oppsett kan bli benyttet. I den direkte ekstraksj onskolonnen blir gasstrømmen brakt i kontakt med en behandlingsløsningsstrøm tilført gjennom rør 23. Den oppnådde gassbehandlingsløsningsblandingen fortsetter som strøm 17 inn i ekstraksj onskolonn en 16. Mager behandlingsløsning blir tilveiebrakt til kolonnen fra rør 21. I den illustrerte utførelsesformen blir behandlingsløsningen for den direkte ekstraksj onskolonnen oppnådd fra kolonnen 16 på et nivå over gassinntaket, men foreliggende oppfinnelse er likevel ikke begrenset til denne løsningen fordi mager behandlingsløsning også kan bli tilført til den direkte ekstraksj onskolonnen i tillegg til kolonnen. Behandlingsløsningen omfatter én eller flere bestanddeler som i det minste med noe selektivitet absorberer forbindelsen som skal fjernes fra strømmen av ubehandlet gass. En bestanddel og løsningsmiddel/fortynningsmiddel som er anvendelig for å danne en effektiv behandlingsløsning kan bli valgt av brukeren avhengig av forbindelsen som skal fjernes og de fremherskende betingelsene i systemet. Under kontakt med behandlingsløsningen blir forbindelsen som skal fjernes absorbert i løsningen. Dermed forlater rå-gassen i det minste delvis renset for forbindelsen som skal fjernes over toppen av kolonnen gjennom rørlinje 31. Dermed forblir hovedstrømmen av ubehandlet rå-gass undersjøisk under behandlingsprosessen. Den rike behandlingsløsningen forlater ekstraksj onen 16 gjennom utløpsrøret 25 i bunnen. Figure 4 illustrates an embodiment of the present invention in further detail. The well fluid 1 enters a phase separator 2 where the gas stream 3 is separated from the liquid. In the illustrated embodiment, a water stream 19 is fed to a water treatment system 4 for produced water, and the oil stream 13 is fed to an oil treatment system 6. The gas 3 is first cooled by cooler 8 to obtain chilled gas 5. The cooling leads to the condensation of higher hydrocarbons which is separated in separator 10. The liquid stream 7 is mixed via pump 12 and pipe 9 with the main oil stream from separator 2. The gas 11 that escapes over the top of separator 10 is exposed to a gas treatment system. In Figures 1-3 this is referred to as system 22 while one embodiment of this system is disclosed here in detail. It is nevertheless the case that other underwater systems for preparing gas can just as easily be used. The flow of untreated gas 11, which comprises a component to be removed, such as CO2 and/or other acid gases, is led into an extraction system 14, 16 located underwater. In the illustrated embodiment, the extraction system is a two-stage process with first direct extraction column 14 and a traditional extraction column 16. The present invention is nevertheless not limited to this embodiment, but any extraction system that is possible to use in an underwater setup can be used. In the direct extraction column, the gas stream is brought into contact with a treatment solution stream supplied through pipe 23. The resulting gas treatment solution mixture continues as stream 17 into an extraction column 16. Lean treatment solution is supplied to the column from pipe 21. In the illustrated embodiment, the treatment solution for the the direct extraction column obtained from the column 16 at a level above the gas intake, but the present invention is nevertheless not limited to this solution because lean treatment solution can also be supplied to the direct extraction column in addition to the column. The treatment solution comprises one or more components which absorb at least with some selectivity the compound to be removed from the stream of untreated gas. An ingredient and solvent/diluent useful to form an effective treatment solution can be selected by the user depending on the compound to be removed and the prevailing conditions in the system. During contact with the treatment solution, the compound to be removed is absorbed into the solution. Thus leaving the crude gas at least partially purified of the compound to be removed over the top of the column through pipeline 31. Thus, the main stream of untreated crude gas remains subsea during the treatment process. The rich treatment solution leaves the extraction unit 16 through the outlet pipe 25 at the bottom.

I den illustrerte utførelsesformen er en pumpe 18 tilveiebrakt for å tvinge den rike behandlingsløsningen 25 til å fortsette opp gjennom stigerøret eller rørlinjen 27. Dette er kun én mulig måte å sikre transport av den rike behandlingsløsningen opp gjennom rørlinjen 27 på, og andre fremgangsmåter for å tilveiebringe det nødvendige trykket og strømningen på kan også bli benyttet. På en toppside-fasilitet 90 er et regenereringssystem 20 installert. Systemet mottar den rike løsningen fra rørlinje 27, desorberer og separerer den absorberte forbindelsen derfra og oppnår en utarmet behandlingsløsning som blir sendt tilbake til det undersjøiske ekstraksjonssystemet gjennom rørlinje/stigerør 21. Den desorberte forbindelsen forlater regenereringsenheten 20 som en strøm 29. Dersom forbindelsen er CO2kan strømmen 29 bli behandlet og komprimert i enhet 60 og derfra transportert vie rørlinje 61 til en undersjøisk injeksjonsbrønn (ikke vist). In the illustrated embodiment, a pump 18 is provided to force the rich treatment solution 25 to continue up through the riser or pipeline 27. This is only one possible way to ensure transport of the rich treatment solution up through the pipeline 27, and other methods to providing the necessary pressure and flow on can also be used. On a topside facility 90, a regeneration system 20 is installed. The system receives the rich solution from pipeline 27, desorbs and separates the absorbed compound therefrom and obtains a depleted treatment solution which is sent back to the subsea extraction system through pipeline/riser 21. The desorbed compound leaves the regeneration unit 20 as a stream 29. If the compound is CO2, the stream 29 is treated and compressed in unit 60 and from there transported via pipeline 61 to a subsea injection well (not shown).

Den fremskaffede, behandlede gassen 31 går inn i et andre system for fjerning av en andre forbindelse, slik som vann. Systemet omfatter en direkte ekstraherer 34 der gassen blir brakt i kontakt med en behandlingsløsning 43. Den oppnådde blandingen blir ført inn i en ekstraksjonskolonne 36. Den rike behandlingsløsningen går ut via bunnen som strøm 45, via pumpe 38 og blir transportert via rørlinje 47 til en toppside-installasjon 90 og en regenereringsenhet 40. Her blir forbindelsen som er absorbert i den rike behandlingsløsningen frigjort og fører til en strøm av forbindelse 49 og en mager behandlingsløsning 41 som blir returnert til ekstrahereren 36 undersjøisk. Dersom forbindelsen er vann er strømmen 49 damp som kan bli sluppet ut i atmosfæren. The produced, treated gas 31 enters a second system for the removal of a second compound, such as water. The system comprises a direct extractor 34 where the gas is brought into contact with a treatment solution 43. The resulting mixture is fed into an extraction column 36. The rich treatment solution exits via the bottom as stream 45, via pump 38 and is transported via pipeline 47 to a topside installation 90 and a regeneration unit 40. Here the compound absorbed in the rich treatment solution is released and leads to a stream of compound 49 and a lean treatment solution 41 which is returned to the extractor 36 subsea. If the compound is water, the stream 49 is steam which can be released into the atmosphere.

Den behandlede gasstrømmen 51 som forsvinner over toppen 36 kan bli komprimert i kompressor 52 og temperaturen i den komprimerte gassen 53 kan bli kontrollert ved varmeveksler 54, for herved å tilveiebringe en behandlet gasstrøm 55 som er justert for transport i undersjøisk rørlinje. The treated gas stream 51 which disappears over the top 36 can be compressed in compressor 52 and the temperature of the compressed gas 53 can be controlled by heat exchanger 54, thereby providing a treated gas stream 55 which is adjusted for transport in a submarine pipeline.

Claims

1. Method for providing fuel gas to a topside processing system from a stream in a subsea well, wherein the method comprises separating the stream in the subsea well in a three-phase separator placed subsea to obtain a stream of crude oil, and a stream of raw natural gas, separating sour gases and/or water from the crude natural gas, pressurizing the gas stream subsea, adding at least part of the pressurized gas to the crude oil stream subsea, transporting the added gas together with the oil to the top side, separating the gas from the oil in a first stabilization step and providing it separated the gas as fuel gas into a fuel gas system.

2. Method according to claim 1, characterized in that the method further comprises removing water from the crude oil stream underwater to obtain dry crude oil, transporting the dry crude oil to the top side processing system.

3. Method according to claim 2, characterized in that removing water from the crude oil stream comprises passing the crude oil through an underwater electrostatic water separator.

4. Method according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the crude oil flow is stabilized for tank transport in the topside processing system via the removal of dissolved gas.

5. A method according to any one of the preceding claims, characterized in that the first stabilization step operates at a gas pressure equal to a pressure required for the top side fuel gas system.

6. Method according to any one of the preceding claims, characterized in that the crude oil is stabilized in the first step and in a second step with intermediate heating.

7. Method according to any of the preceding claims, characterized in that the step of separating acid gases and/or water from the raw natural gas is carried out underwater.

8. Topside supply system for fuel gas from a subsea well comprising a subsea three-phase separator with a well stream inlet and at least one outlet for raw natural gas and one outlet for crude oil, a riser with a subsea riser inlet in fluid communication with the crude oil outlet and in fluid communication with the outlet for crude natural gas and a topside riser outlet in fluid communication with a topside-mounted stabilization unit comprising a stabilized crude oil outlet and a fuel gas outlet.

9. System according to claim 8, where the system further comprises a subsea gas treatment system downstream of the three-phase separator with an inlet in fluid communication with the outlet for the raw natural gas and with an outlet for a treated gas in fluid communication with the riser.

10. System according to claim 8 or 9, where the system further comprises a subsea water removal unit located downstream of the three-phase separator with a crude oil intake in fluid communication with the crude oil outlet, an outlet for dry crude oil in fluid communication with the riser and a water outlet.

11. System according to claim 10, characterized in that the water removal unit comprises an electrostatic water separator.

12. System according to any one of claims 8 to 11, characterized in that the fuel gas outlet is in fluid communication with a fuel gas inlet to a topside-located power generation unit.

13. System according to any one of claims 8 to 12, characterized in that the system further comprises an underwater natural gas compressor with an inlet in fluid communication with the natural gas outlet and an outlet for gas under pressure in communication with the riser.