NO172075B - Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem - Google Patents
Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem Download PDFInfo
- Publication number
- NO172075B NO172075B NO910499A NO910499A NO172075B NO 172075 B NO172075 B NO 172075B NO 910499 A NO910499 A NO 910499A NO 910499 A NO910499 A NO 910499A NO 172075 B NO172075 B NO 172075B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- gas
- compressor
- lubricating oil
- pressure shell
- atmosphere
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 15
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 claims description 54
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 21
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 97
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 14
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 10
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 10
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 8
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 4
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000009189 diving Effects 0.000 description 3
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 3
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 3
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 3
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N Argon Chemical compound [Ar] XKRFYHLGVUSROY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 2
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 230000005514 two-phase flow Effects 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 description 1
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052786 argon Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 230000001143 conditioned effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000000593 degrading effect Effects 0.000 description 1
- 239000012208 gear oil Substances 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D25/00—Pumping installations or systems
- F04D25/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D25/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D25/0686—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven specially adapted for submerged use
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D29/00—Details, component parts, or accessories
- F04D29/08—Sealings
- F04D29/10—Shaft sealings
- F04D29/102—Shaft sealings especially adapted for elastic fluid pumps
- F04D29/104—Shaft sealings especially adapted for elastic fluid pumps the sealing fluid being other than the working fluid or being the working fluid treated
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S417/00—Pumps
- Y10S417/902—Hermetically sealed motor pump unit
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Description
Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en brønnstrøm, hvor utseparert "brønnstrømgass tilføres energi i en kompressor som med sin motor er anordnet i en felles drivatmosfaere i et trykkskall, idet kompressoren og motoren har smøreoljesmurte lagre som inngår i en smøreoljekrets med en mot drivatmosfaeren i trykkskallet åpen smøreoljesump, og et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en brønnstrøm, innbefattende en kompressor med motor i en felles drivatmosfaere i et trykkskall, et gassrom og en gasssuge-ledning mellom gassrommet og et innløp i kompressoren, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfaeren åpen smøreoljesump, en smøreoljepumpe, lågere i motor og kompressor, og en smøreoljeledning til lagerne.
Oppfinnelsen er særlig utviklet i forbindelse med utviklingen av en undervannstasjon for pumping av en brønnstrøm. Olje-og gassproduksjon til havs foregår idag vanligvis som følger: Produksjonsbrønner bores fra en plattform ned i hydrokarbonreservoaret. Plattformen er plassert over bølgehøyde på et understell som står på havbunnen eller som flyter på havoverflaten. Brønnhodeventilene, som stenger for re-servoartrykket, er plassert på plattformen, vanligvis rett over produksjonsbrønnene.
Oljen, som finnes under høyt trykk i hydrokarbonreservoaret, inneholder store mengder oppløst gass. Oljens evne til å holde på den oppløste gass avtar med synkende trykk og stigende temperatur. Når oljen strømmer opp gjennom produk-sjonsbrønnen fra reservoaret og forbi brønnhodeventilen på plattformen, hvorved trykket synker, avgis det således gass fra oljen. Det vil derfor være en blanding av olje og gass (egentlig en blanding av væske (olje/vann) og gass) som kommer ut på oppsiden av brønnhodeventilen.
Denne blanding av væske og gass føres til et prosessanlegg som vanligvis står på plattformen. Prosessanleggets funksjon er i hovedsaken å skille olje og gass og gjøre oljen egnet til transport og gassen egnet til transport eller tilbake-føring til reservoaret.
Ettersom prosessen krever energi, og hydrokarboner er brannfarlig, må det bygges en rekke hjelpefunksjoner og nødsystemer rundt prosessanlegget. Dessuten krever operasjon av prosess-, og hjelpe- og nødsystemene mannskaper som på sin side krever innkvartering og en rekke andre funksjoner. På denne måten blir anleggene store og kostbare både i invester-inger og i drift. På større havdyp forsterkes kostnads-problemet når plattformen med anlegget skal stå på et kost-bart, bunnfast eller flytende understell.
Store utviklingsprosjekter er for tiden igang med det siktemål å redusere kostnadene. Det er blant annet utviklet teknologi som gjør det mulig å plassere brønnhodeventilene på havbunnen - såkalte undervannsproduksjonsanlegg. Dette har stor økonomisk betydning fordi antall plattformer som er nødvendig for å drenere et hydrokarbonreservoar, kan reduseres. Et undervannsproduksjonsanlégg plasseres over et område av hydrokarbonreservoaret som ikke kan nås med produksjonsbrønner fra plattformen.
Produksjonsbrønnene i et undervannsproduksjonsanlegg bores fra flytende eller oppjekkbare borefartøyer. Olje og gass fra hydrokarbonreservoaret strømmer opp og forbi brønn-hodeventilene på havbunnen og går deretter som to-fase strøm (olje og gass i blanding) i en rørledning som forbinder undervannsproduksjonsanlegget med plattformen. Slik to-fase strømning medfører dannelse av væskeplugger som gir kraftige væskeslag, ukontrollerte strømningsforhold og stort trykkfall i rørledningen. Avstanden mellom undervannsproduksjonsanlegget og plattformen kan derfor ikke være stor. En praktisk grense antas idag å være ca. 15 km.
Tekniske løsninger som kan øke denne avstanden vil ha stort økonomisk potensiale. I sin ytterste konsekvens kan da plattformen gjøres overflødig, idet brønnhodeventilene kan stå på havbunnen ved hydrokarbonreservoaret og prosess-, hjelpe- og nødsystemene legges på land.
Det arbeides for tiden også med store utviklingsprosjekter for å løse problemet med transport av olje/gassblanding over store avstander. Enkelte av disse prosjektene tar sikte på å tilføre olje/gassblandingen trykk ved å plassere to-fase pumper på havbunnen for å kompensere for det store trykk-fallet. Andre prosjekter tar sikte på å separere olje og gass på havbunnen og så pumpe olje og gass i hver sin rørledning til et prosessanlegg. Olje og gass gis derved nødvendig transportenergi for videre effektiv transport til mottakstedet. Væske og gass føres i hver sin rørledning, men væske- og gassrørledning kan eventuelt løpe sammen i et fler-fase-transportrør hvis dette finnes optimalt.
Produksjonen fra flere brønner kan samles og transporteres videre i en felles strøm. Et problem i denne forbindelse er de ulike brønnstrømtrykk som kan forekomme. Dette kan løses ved å føre brønnstrømmene via separate stasjoner hvor brønnstrømtrykket tilpasses en felles verdi, hvoretter brønnstrømmene samles i en manifold-stasjon for videre-transport.
Transport av uprosessert brønnstrøm over lange avstander til landbaserte prosessanlegg byr på store potensielle gevinster. Ved å plassere mest mulig av det tyngre, voluminøse prosessanlegget på land, står man friere med hensyn til optimal utforming, fordi man ikke har de vekt- og plassbegrensninger som faststående og spesielt flytende plattformer byr på.
For å kunne transportere en brønnstrøm over lange avstander til land eller til eksisterende prosessplattformer med ledig kapasitet et stykke unna, vil det være nødvendig med undervanns-pumpestasjoner. Plassering av disse på havbunnen medfører flere fordeler. Kompressorer og pumper vil stå midt i et kjølemedium (havvannet) som holder tilnærmet konstant temperatur. Eksplosjonsfaren er eliminert og anlegget vil være upåvirket av vind og vær og ising. Det kan oppnås store besparelser i forbindelse med plattformkostnader, innkvarter-ingskostnader og personell- og utstyrstransport til og fra land.
Undervannspumpe-stasjoner er imidlertid i utgangspunktet beheftet med endel ulemper og uløste problemer. Således vil daglig enkel inspeksjon og vedlikehold være utelukket. Systemer og komponenter for regulering og overvåking av fjerntliggende undervannstasjoner er uprøvet teknologi. Den nødvendige elektriske energi må overføres over lange avstander, og tilkoblingen til utstyret i undervannstasjonen må skje på tilfredsstillende måte.
Alt utstyr og alle komponenter må være av høy kvalitet og ha høy pålitelighet. Vedlikeholdet må legges opp etter bestemte systemer, med mulighet for utskifting av utstyr. Montering og demontering bør kunne skje ved hjelp av ubemannede dykkerfartøyer og/eller heiseanordninger styrt fra over-flaten. Service/vedlikehold, som skal skje ved utskiftning av komplette enheter, skal kunne foretas i ønskede in-tervaller på minst 1 til 2 år. Driftskontroll og regulering skal holdes på et minimum, og helst skal man kunne greie seg uten overvåking av stasjonen under drift.
Fra NO-PS 162.782 er det kjent en kompressorenhet, innbefattende en motor og en kompressor, hvilken kompressorenhet er fullstendig lukket utad og danner et integrert hele, hvor behovet for akseltetninger er sterkt redusert. Kompressor-enheten kan opereres over lange perioder uten tilsyn og vedlikehold, og kan anvendes i undervannstasjoner, for transport av hydrokarbongass. Motor og kompressor er anordnet i en felles drivatmosfaere i et trykkskall. Drivatmosfaeren dannes av den gass som komprimeres i kompressoren, og har et trykknivå som er tilnærmet kompressorens innløpstrykk. En gassledning gir forbindelse mellom et sted foran kompressorens innløp og trykkskallets indre, d.v.s. drivatmosfæren, og i denne gassledning er det lagt inn en kjølestrekning. Motoren og kompressoren har oljesmurte lågere med tilhørende smøreoljekrets som innbefatter en mot drivatmosfæren åpen smøreoljesump. Hensikten med den nevnte gassledning med innlagt kjølestrekning er å hindre at kondensat ikke utskilles i kompressoren, men utenfor denne, med tilbake-føring av kondensatet til kompressorens innløpsside. Den nødvendige kjøling i kjølestrekningen tilveiebringes av det omgivende sjøvann.
Det er også kjent en undervannstasjon hvor en separator, en pumpeenhet og en kompressorenhet er sammenbygget som en kompakt enhet med de tre komponentene anordnet i en kolonne-struktur, med pumpeenheten nederst, etterfulgt av separatoren, og med koriipressorenheten øverst (US Serial No.07/
460398, filed 01/03/90 henholdsvis NO-patentsøknad P890057). Denne kompakte enhet, som inneholder en enkel separator, en pumpe og en kompressor, kan plasseres på havbunnen. Enheten splitter hydrokarbonstrømmen fra en eller flere undervanns-brønner i gass- og væskefase. Deretter økes trykket i gassen og væsken, slik at produksjonstrømmen kan transporteres over lange avstander. Transporten fra enheten kan enten skje i en felles rørledning eller i separate rørledninger for olje og gass. Den kompakte enhet vil kunne installeres ved bruk av en borerigg eller eksempelvis et modifisert dykkerfartøy med stor moon-pool. Installering og/eller utbytting kan skje på enkel måte. Service/vedlikehold, som skal skje ved utskifting av den komplette enhet, vil kunne foretas i ønskede inter-valler på minst 1 til 2 år. Driftskontroll og regulering vil kunne holdes på et minimum.
Den kompakte utførelse "betyr at lange f luldumførende ledninger i stasjonen unngås, slik at man kan unngå trykktap i disse ledninger. Antall nødvendige ventiler og koblinger er sterkt redusert. Fordi man i sterk grad unngår fluidum-ledningsforbindelser i stasjonen, vil man også unngå uønskede innvirkninger som følge av såkalte slugs, altså vaesketog og gassbobler. Ved at kompressoren er den øverste enhet, oppnås selvdrenering av gassen. Gassen vil ofte ligge på duggpunktet og det vil derfor lett danne seg kondens i gassførende avsnitt. Eventuell væske som dannes i kompressordelen vil renne ned fra kompressor- eller gassdelen.
Den underliggende pumpeenhet vil på samme måte som den overliggende kompressorenhet være selvdrenerende. På samme måte som kondensert gass drypper ned fra den øvre kompressorenhet, vil eventuell gass i den underliggende pumpeenhet boble opp i separatoren.
Kompressoren og dens motor er anordnet i et felles trykkskall hvis bunndel er utformet som et reservoar eller en sump for lagersmøreolje. En slik kompressorenhet representerer et lukket system, fritt for ytre påvirkninger. Ved at det i trykkskallet kan arbeides med samme gassatmosfære og samme trykk i de enkelte avdelinger, vil de interne tetningsbehov (akseltetninger) nesten elimineres.
Ved plassering i en bare vanskelig tilgjengelig omgivelse, d.v.s. i en undervannstasjon, er det av særlig viktighet å ha et kompressoraggregat som er mest mulig autonomt, med en nogenlunde forutsigbar og mest mulig lang levetid eller vedlikeholdsfri periode. Smøreoljesystemet er av særlig viktighet i denne forbindelse.
Hensikten med oppfinnelsen er å sørge for at kompressoren har en drivatmøsfære som ikke bryter ned smøreoljen. Den spesielle hensikt med oppfinnelsen er derfor å sørge for en "tørr" eller kondisjonert kompressor-drivatmosfære. Med en egnet tørr gass menes i denne forbindelse en gass som ikke under noen drifts- eller stoppforhold kan kondensere ut væske og som i seg selv er slik at den ikke medfører eksplosjonsfare og spesielt ikke virker nedbrytende på smøreoljen i smøreoljesystemet. Særlig fordelaktig bør slik tørr gass være av en art som forhindrer korrosjon, dvs. at innholdet av EtøS og CO2 skal være neglisjerbart i denne forbindelse. Som eksempel på gasser kan nevnes nitrogen, argon, metan, helium og hydrogen.
Ifølge oppfinnelsen foreslås det derfor en fremgangsmåte ved drift av et kompressoranlegg i en undervannsstasjon for transport av en brønnstrøm, hvor utseparert brønnstrømgass tilføres energi i en kompressor som med sin motor er anordnet i en felles drivatmosfære i et trykkskall, idet kompressoren og motoren har smøreoljesmurte lagre som inngår i en smøre-ol jekrets med en mot drivatmosfæren i trykkskallet åpen smøreoljesump, idet det som kjennetegner fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen er at det som drivatmosfære kontinuerlig tilføres en egnet tørr fremmedgass, som fra trykkskallet går til brønnstrømgassen.
En slik tilførsel av tørr fremmedgass med et visst overtrykk til motorrom, gir og smøreoljesystem som felles drivatmosfære medfører at faren for kondensatdannelse og tilhørende nedbryting av smøreoljen i smøreoljesystemet elimineres. Det oppnås bedre styring av trykkforholdene og dermed sikkerhet for strømning I riktig retning. Drivatmosfæren er av en slik art at det ikke foreligger noen eksplosjonsfare i det oksygenfrie miljøet, og videre vil tilførselen av tørr gass uten innhold av H2S og CO2 forhindre korrosjon i kompressoranlegget.
Gassen som danner drivatmosfæren kan enten tilføres fra en eller flere trykk-gassflasker i undervannsstasjonen eller gjennom rør fra en nærliggende plattform eller landstasjon. Særlig fordelaktig vil det være å benytte en egnet tørr fremmedgass som er lagret 1 flytende form 1 en isolert beholder i undervannsstasjonen.
Mengdestrømmen av fremmedgassen vil være avhengig av den type tetning som benyttes i kompressoren. Som eksempel på aktuelle tetninger kan nevnes tørr-gass-tetninger, labyrinttetninger med karbonringer og åpne labyrinttetninger.
Det vil av hensyn til friksjonsforholdene i motor og det eventuelle gir være fordelaktig å benytte en gass med så lav molvekt som mulig, dvs. hydrogen, helium eller metan. Anvendes helium elimineres eksplosjonsfaren også hvis kompressoranlegget fylles med gass over vann før nedsetting i undervannsstasjonen eller hvis kompressoranlegget tas opp fylt med gass.
Oppfinnelsen vedrører også et kompressoranlegg i en under-vannsstas jon for transport av en brønnstrøm, innbefattende en kompressor med motor i en felles drivatmosfære i et trykkskall, et gassrom og en gass-sugeledning mellom gassrommet og et innløp i kompressoren, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfæren i trykkskallet åpen smøreoljesump, en smøreoljepumpe, lagre i motor og kompressor, og en smøreolje-ledning til lagerne, idet det som kjennetegner kompressoranlegget ifølge oppfinnelsen er midler for tilføring av en egnet tørr fremmedgass som drivatmosfære i trykkskallet og midler for utføring av gass fra drivatmosfæren til gassrommet .
Fordelaktig kan drivatmosfæren i smøreoljesumpen være tilknyttet gassutføringen til gassrommet gjennom en med en struper forsynt ledning, slik at man derved sikrer riktig gasstrømningsretning gjennom tetningene i kompressoren.
Midlene for tilføring av egnet tørr gass kan fordelaktig Innbefatte et trykkflaske-tørrgassforråd i undervannsstasjonen, og særlig fordelaktig kan det dreie seg om en eller flere Isolerte beholdere som inneholder den egnede tørre gass i flytende form. Konstruktivt kan man lett sørge for at det uunngåelige avkok er av en størrelse tilstrekkelig til å gi en hele tiden egnet drivatmosfære i trykkskallet.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere under henvisning til tegningsfigurene, hvor: Fig. 1 i halvskjematisk form viser et kompressoranlegg ifølge oppfinnelsen, og
fig. 2 viser et tilsvarende kompressoranlegg som i fig. 1, men hvor fremmedgassen er lagret i flytende form i en isolert beholder.
Det i fig. 1 viste kompressoranlegg inngår i en undervanns-stas jon for produksjon av hydrokarboner. Anlegget innbefatter en separator 2 og en kompressor 3. Separatoren 2 tilføres en brønnstrøm (olje/vann/gass/partikler) gjennom en ledning 1 fra ett eller flere ikke viste brønnhoder på havbunnen. Ledningen 1 munner som vist i separatorens 2 gassrom 4 med en skvettskjerm 5. Fra separatorens gassrom 4 går det en sugeledning 6 til kompressoren 3 hvor gassen tilføres transportenergi og går videre gjennom ledningen 7.
Kompressoren 3 er her utført som en vertlkalstilt sentri-fugalmaskin. Kompressorens motor 8 er øverst og motorakslen 9 er tilknyttet et egnet gear 10, som på sin side er tilknyttet selve kompressorens drivaksel 11. Den viste kompressor er en to-trinns kompressor. Kompressorens løpehjul er betegnet med 12 og kompressorhuset er betegnet med 13. Kompressorens drivaksel 11 er øverst opplagret i et lager 14 og er nedentil opplagret i et lager 15, samt et trykklager 16. Kompressorakselen 11 er øverst og nederst i kompressorhuset 13 avtettet ved hjelp av her bare antydede tetninger 17, 18.
Motoren 8, dvs. dens drivaksel 9, er som vist opplagret i et øvre lager 19 og et nedre lager 20.
Motoren 8, gearet 10 og kompressorhus med rotor, er som vist anordnet i et felles trykkskall 21. Inne i dette trykkskall hersker det en felles gassatmosfære, den såkalte drivatmosfære. Tetningene 17 og 18 begrenser en kompressor-prosessatmosfære.
Fra kompressorhuset 13 går det som vist en åpen lednings-forbindelse 22 til ledningen 1, som munner i separatorens gassrom 4 og tilfører en brønnstrøm til separatoren. Ledningen 22 går ut fra kompressorhuset 13 under et balan-sestempel 23 for kompressorens drivaksel. Ledningen 22 går altså fra kompressor-prosessatmosfæren og til brønnstrømrøret 1. Mellom ledningen 22 og en smøreoljesump 25 går det en gassledning 24 med en innlagt struper 33. Smøreoljesumpen har som vist ved 26 åpen forbindelse med det indre av trykkskallet 21 og inngår derfor som en del av drivatmosfæren. Samtidig er smøreoljesumpen 25 en del av en smøreoljekrets som innbefatter en smøreoljepumpe 27, en smøreoljekjøler 28, og en smøreoljeledning 29, som går til de respektive lågere i motor, gear og kompressor. Som vist grener smøreoljeledningen 29 ut i grenrør til de ulike lågere, dog her Ikke til øvre lager 19, som her er et selvsmurt lager. Smøreoljen samler seg nederst i trykkskallet 21. Det er i denne forbindelse sørget for nødvendige kanaler eller løp 32.
En ledning 34 kommer fra et ikke vist fremmedgassforråd og deler seg her 1 to grenledninger 35 og 36 som munner ved kompressorakselen 11 i de respektive tetningsanordninger 17 og 18. Den gjennom ledningen 34 tilførte gass danner drivatmosfæren i trykkskallet. Utføringen av gass fra drivatmosfæren til gassrommet 4 i separatoren skjer gjennom ledningen 22. Fra smøreoljesumpen 25 går det som nevnt en ledning 24 til ledningen 22. Struperen eller blenden 33 sørger for ønsket gasstrømningsretning, som antydet med pilene.
Gassugeledningen 6 innbefatter en skrubber 44. Fra skrubber-kammeret går det en returledning 45, som dykker ned i væskedelen 41 i separatoren. Separatoren 2 er på ikke vist måte tilknyttet en pumpe, som trekker væske fra separatoren, se eksempelvis den ålment tilgjengelige norske patentsøknad nr. P890057 som er nevnt innledningsvis.
Utførelsen i fig. 2 er identisk med utførelsen i fig. 1, med unntagelse av at det i fig. 2 er antydet en isolert beholder 37 som gjennom en kopling 38 er tilknyttet ledningen 34. Mens anlegget i fig. 1 altså tilføres fremmedgass på ikke nærmere vist måte, eksempelvis fra nærliggende plattform, skjer tilføringen av fremmedgass i anlegget i fig. 2 fra en beholder som befinner seg i undervannsstasjonen. Denne beholder er isolert og kan eksempelvis inneholde flytende nitrogen. Avkoket går gjennom en regulerbar ledning 39 til koplingen 38 og derfra videre gjennom ledningen 34 og grenledningene 35,36 til tetningsområdene i kompressoren. Ledningen 39 utformes fordelaktig som et kapillarrør, tilpasset avkoksmengden i den isolerte beholder 37.
I fig. 2 er gassledningen 6 bare vist symbolsk, med tilhør-ende skrubber 44.
I fig. 1 og 2 er kompressoranlegget vist i sin driftstil-stand. Piler antyder de herskende strømningsretninger for brønnstrøm, brønnstrømgass, fremmedgass og smøreolje. Kompressoren suger gass fra separatorens gassrom 4 igjennom sugeledningen 6. I skrubberen 44 foregår det en utskilling på i og for seg kjent måte, og væske og eventuelle dråper går tilbake til separatoren, gjennom dykkrøret 45. I kompressoren tilføres gassen energi og leveres videre gjennom røret 7. Smøreolje til de forskjellige lagre går i smøreoljekretsen. Smøreoljepumpen 27 i smøreoljesumpen trykker smøreoljen gjennom den av det omgivende havvann avkjølte smøreoljekjøler 28, hvorfra smøreoljen går videre til smøreoljeledningen 29 og til lagerne inne i trykkskallet 21. Smøreoljen samles i hunnen av trykkskallet og renner ned i smøreoljesumpen 25. Den tilførte fremmedgass, eksempelvis fra beholderen 37 i fig. 2, sørger for opprettholdelse av en ønsket drivatmosfære i trykkskallet 21. Drivgass føres ut fra trykkskallet gjennom ledningen 22 og til brønnstrømmen i røret 1 og derved tilbake til gassrommet 4 i separatoren.
Som nevnt kan man tenke seg fremmedgass eller tetningsgass tilført fra plattform eller land hvis avstandene er rimelige, eller fra flasker eller lignende plassert ved kompressor-enheten på sjøbunnen, slik det er vist i fig. 2. Sistnevnte løsning, dvs. lagring på sjøbunnen av gassen i flytende form i en termisk isolert beholder, anses som særlig fordelaktig. Ved å velge passende isolasjonsevne, vil varmegjennomgangen fra sjøvannet føre til en ønsket avkoking av gass til bruk i tetningene og i drivatmosfæren. Ved bruk av eksempelvis nitrogen i en praktisk utførelse av kompressoranlegget vil, avhengig av akseltetningstype, et års forbruk av drivatmos-færegass kunne være så lavt som i området ca. 2-5 m<5> flytende nitrogen. Som nevnt kan flere typer gass kunne være aktuelle. Trykket i lagerbeholderen kan reguleres på for fagmannen i og for seg kjent måte. Beholderen kan utstyres med en koplings-enhet av kjent type, slik at den kan transporteres mellom havoverflaten og undervannsstasjonen for etterfylling og klargjøring for ny driftsperiode, uavhengig av opptrekking av andre komponenter i stasjonen.
Claims (6)
1.
Fremgangsmåte ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en brønnstrøm, hvor utseparert brønnstrømgass tilføres energi i en kompressor som med sin motor er anordnet i en felles drivatmosfære i et trykkskall, idet kompressoren og motoren har smøreoljesmurte lagre som inngår i en smøreoljekrets med en mot drivatmosfæren i trykkskallet åpen smøreoljesump, karakterisert ved at som drivatmosfære tilføres kontinuerlig en egnet tørr fremmedgass, som fra trykkskallet føres til brønnstrøm-gassen.
2.
Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at det benyttes en egnet tørr fremmedgass lagret i flytende form i en isolert beholder.
3.
Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en brønnstrøm, innbefattende en kompressor (12,13) med motor (8) i en felles drivatmosfære i et trykkskall (21), et gassrom (4) og en gass-sugeledning (6) mellom gassrommet og et innløp i kompressoren, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfæren i trykkskallet åpen smøreoljesump (25), en smøreoljepumpe (27), lagre (19,20,14,15,16) i motor (8) og kompressor (11,12,13), og en smøreoljeledning (29) til lagerne, karakterisert ved midler (34-36;
34-39) for tilføring av en egnet tørr fremmedgass som drivatmosfære i trykkskallet (21), og midler (22,24,33) for utføring av gass fra drivatmosfæren til gassrommet (4).
4.
Kompressoranlegg ifølge krav 3, karakterisert ved at drivatmosfæren i smøreol jesumpen (25) er tilknyttet gassutføringen til gassrommet gjennom en med en struper (33) forsynt ledning (24).
5.
Kompressoranlegg ifølge krav 3 eller 4, karakterisert ved at midlene for tilføring av en egnet tørr fremmedgass innbefatter et trykkflaske-tørrgassforråd (37) i undervannsstasj onen.
6.
Kompressoranlegg ifølge krav 5, karakterisert ved at trykkflaske-tørrgassforrådet er en isolert beholder (37) for opptak av fremmedgass i flytende form.
Priority Applications (7)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO910499A NO172075C (no) | 1991-02-08 | 1991-02-08 | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem |
NO912710A NO173890C (no) | 1991-02-08 | 1991-07-10 | Undervanns-kompressor |
PCT/NO1992/000023 WO1992014061A1 (en) | 1991-02-08 | 1992-02-06 | A method of operating a compressor system in a subsea station for transporting a well stream, and a compressor system in a subsea station for transporting a well stream |
AU12651/92A AU1265192A (en) | 1991-02-08 | 1992-02-06 | A method of operating a compressor system in a subsea station for transporting a well stream, and a compressor system in a subsea station for transporting a well stream |
EP92904684A EP0670965A1 (en) | 1991-02-08 | 1992-02-06 | A method of operating a compressor system in a subsea station for transporting a well stream, and a compressor system in a subsea station for transporting a well stream |
US08/098,391 US5382141A (en) | 1991-02-08 | 1992-02-06 | Compressor system and method of operation |
BR9205601A BR9205601A (pt) | 1991-02-08 | 1992-02-06 | Processo de operar sistema compressor em estação submarina, e o sistema compressor |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO910499A NO172075C (no) | 1991-02-08 | 1991-02-08 | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO910499D0 NO910499D0 (no) | 1991-02-08 |
NO910499L NO910499L (no) | 1992-08-10 |
NO172075B true NO172075B (no) | 1993-02-22 |
NO172075C NO172075C (no) | 1993-06-02 |
Family
ID=19893871
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO910499A NO172075C (no) | 1991-02-08 | 1991-02-08 | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5382141A (no) |
EP (1) | EP0670965A1 (no) |
AU (1) | AU1265192A (no) |
BR (1) | BR9205601A (no) |
NO (1) | NO172075C (no) |
WO (1) | WO1992014061A1 (no) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2012121605A1 (en) | 2011-03-07 | 2012-09-13 | Aker Subsea As | Subsea motor-turbomachine |
US9032987B2 (en) | 2008-04-21 | 2015-05-19 | Statoil Petroleum As | Gas compression system |
Families Citing this family (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6273429B1 (en) | 1998-07-09 | 2001-08-14 | Atlas Copco Aktiebolag | Labyrinth cartridge seal, and centrifugal compressor applications thereof |
NO309241B1 (no) * | 1999-06-01 | 2001-01-02 | Kvaerner Eureka As | Anordning for etterfylling av en kjölekrets for en undervannsmotor |
US6521023B1 (en) | 1999-10-26 | 2003-02-18 | Walter Duane Ollinger | Oil separator and cooler |
US6579335B2 (en) | 2000-10-23 | 2003-06-17 | Walter Duane Ollinger | Oil separator and cooler |
NO20015199L (no) * | 2001-10-24 | 2003-04-25 | Kvaerner Eureka As | Fremgangsmåte ved drift av en undervannsplassert, roterende innretning og en anordning ved en slik innretning |
GB0204139D0 (en) * | 2002-02-21 | 2002-04-10 | Alpha Thames Ltd | Electric motor protection system |
US6907933B2 (en) | 2003-02-13 | 2005-06-21 | Conocophillips Company | Sub-sea blow case compressor |
NO323324B1 (no) * | 2003-07-02 | 2007-03-19 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmate for regulering at trykket i en undervannskompressormodul |
GB2433759B (en) * | 2003-09-12 | 2008-02-20 | Kvaerner Oilfield Prod As | Subsea compression system and method |
NO321304B1 (no) * | 2003-09-12 | 2006-04-24 | Kvaerner Oilfield Prod As | Undervanns kompressorstasjon |
NO324110B1 (no) * | 2005-07-05 | 2007-08-27 | Aker Subsea As | System og fremgangsmate for rengjoring av kompressor, for a hindre hydratdannelse og/eller for a oke kompressorytelsen. |
JP2007014876A (ja) * | 2005-07-07 | 2007-01-25 | Nippon Kayaku Co Ltd | 微粒体型硬化触媒の製造方法 |
US20080260539A1 (en) * | 2005-10-07 | 2008-10-23 | Aker Kvaerner Subsea As | Apparatus and Method For Controlling Supply of Barrier Gas in a Compressor Module |
NO324577B1 (no) * | 2005-11-11 | 2007-11-26 | Norsk Hydro Produksjon As | Trykk- og lekkasjekontroll i roterende utstyr for undervannskompresjon |
NO324811B1 (no) * | 2005-12-22 | 2007-12-10 | Norsk Hydro Produksjon As | Undervannspumpe |
RU2409770C2 (ru) * | 2006-03-24 | 2011-01-20 | Сименс Акциенгезелльшафт | Компрессорный блок и способ его монтажа |
NO326747B1 (no) * | 2006-06-30 | 2009-02-09 | Aker Subsea As | Anordning og fremgangsmåte for å forhindre inntrenging av sjøvann i en kompressormodul under nedsenking til eller opphenting fra sjøbunnen |
US7770651B2 (en) * | 2007-02-13 | 2010-08-10 | Kellogg Brown & Root Llc | Method and apparatus for sub-sea processing |
US8047820B2 (en) * | 2008-03-27 | 2011-11-01 | Oil Flow Usa, Inc. | Stuffing box for walking beam compressor |
US20090246049A1 (en) * | 2008-03-27 | 2009-10-01 | Oil Flow Usa, Inc. | Coated cylinder for walking beam compressor |
US7730939B2 (en) * | 2008-03-27 | 2010-06-08 | Oil Flow Usa, Inc. | Safety clamp for walking beam compressor |
BRPI0912392A2 (pt) * | 2008-05-06 | 2019-09-24 | Fmc Tech Inc | método e aparelho para o controle de um mancal através de um limite de pressão |
US8777596B2 (en) * | 2008-05-06 | 2014-07-15 | Fmc Technologies, Inc. | Flushing system |
US9095856B2 (en) | 2010-02-10 | 2015-08-04 | Dresser-Rand Company | Separator fluid collector and method |
NO332975B1 (no) * | 2010-06-22 | 2013-02-11 | Vetco Gray Scandinavia As | Kombinert trykkreguleringssystem og -enhet for barriere- og smorefluider for en undersjoisk motor- og pumpemodul |
WO2012006113A2 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | Dresser-Rand Company | Multistage separation system |
WO2012009159A2 (en) | 2010-07-15 | 2012-01-19 | Dresser-Rand Company | Radial vane pack for rotary separators |
WO2012009158A2 (en) | 2010-07-15 | 2012-01-19 | Dresser-Rand Company | Enhanced in-line rotary separator |
US8657935B2 (en) | 2010-07-20 | 2014-02-25 | Dresser-Rand Company | Combination of expansion and cooling to enhance separation |
WO2012012143A2 (en) | 2010-07-21 | 2012-01-26 | Dresser-Rand Company | Multiple modular in-line rotary separator bundle |
IT1401274B1 (it) * | 2010-07-30 | 2013-07-18 | Nuova Pignone S R L | Macchina sottomarina e metodi per separare componenti di un flusso di materiale |
JP5936144B2 (ja) | 2010-09-09 | 2016-06-15 | ドレッサー ランド カンパニーDresser−Rand Company | 洗浄可能に制御された排水管 |
US9200643B2 (en) * | 2010-10-27 | 2015-12-01 | Dresser-Rand Company | Method and system for cooling a motor-compressor with a closed-loop cooling circuit |
WO2012125041A1 (en) * | 2011-03-15 | 2012-09-20 | Aker Subsea As | Subsea pressure booster |
NO20110786A1 (no) * | 2011-05-31 | 2012-12-03 | Fmc Kongsberg Subsea As | Subsea kompressor direkte drevet av en permanentmagnetmotor med en stator og rotor nedsunket i vaeske |
US9488180B2 (en) | 2011-08-24 | 2016-11-08 | Dresser-Rand Company | Efficient and reliable subsea compression system |
ITUB20152247A1 (it) * | 2015-07-16 | 2017-01-16 | Nuovo Pignone Tecnologie Srl | Apparato di drenaggio per una turbomacchina. |
JP6744977B2 (ja) * | 2017-02-17 | 2020-08-19 | 三菱重工コンプレッサ株式会社 | 圧縮機モジュール |
CN109630433B (zh) * | 2018-12-12 | 2020-06-30 | 孔祥真 | 一种离心式液体中继增压空压机 |
Family Cites Families (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1736002A (en) * | 1925-12-26 | 1929-11-19 | Royal E Frickey | Pumping system |
US3746472A (en) * | 1971-08-06 | 1973-07-17 | Rupp Co Warren | Submersible electric pump having fluid pressure protective means |
US4065232A (en) * | 1975-04-08 | 1977-12-27 | Andrew Stratienko | Liquid pump sealing system |
DE3113662C2 (de) * | 1981-04-04 | 1985-02-07 | Klein, Schanzlin & Becker Ag, 6710 Frankenthal | Kreiselpumpe zur Förderung von Flüssigchlor |
NO162782C (no) * | 1987-10-05 | 1990-02-14 | Kvaerner Subsea Contracting | Sentrifugalenhet og fremgangsmaate ved igangkjoering av en sentrifugalenhet. |
NO172555C (no) * | 1989-01-06 | 1993-08-04 | Kvaerner Subsea Contracting As | Undervannsstasjon for behandling og transport av en broennstroem |
-
1991
- 1991-02-08 NO NO910499A patent/NO172075C/no not_active IP Right Cessation
-
1992
- 1992-02-06 BR BR9205601A patent/BR9205601A/pt not_active IP Right Cessation
- 1992-02-06 US US08/098,391 patent/US5382141A/en not_active Expired - Lifetime
- 1992-02-06 WO PCT/NO1992/000023 patent/WO1992014061A1/en not_active Application Discontinuation
- 1992-02-06 AU AU12651/92A patent/AU1265192A/en not_active Abandoned
- 1992-02-06 EP EP92904684A patent/EP0670965A1/en not_active Ceased
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9032987B2 (en) | 2008-04-21 | 2015-05-19 | Statoil Petroleum As | Gas compression system |
US9784076B2 (en) | 2008-04-21 | 2017-10-10 | Statoil Petroleum As | Gas compression system |
US9784075B2 (en) | 2008-04-21 | 2017-10-10 | Statoil Petroleum As | Gas compression system |
WO2012121605A1 (en) | 2011-03-07 | 2012-09-13 | Aker Subsea As | Subsea motor-turbomachine |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU1265192A (en) | 1992-09-07 |
US5382141A (en) | 1995-01-17 |
NO910499L (no) | 1992-08-10 |
BR9205601A (pt) | 1994-07-26 |
WO1992014061A1 (en) | 1992-08-20 |
EP0670965A1 (en) | 1995-09-13 |
NO172075C (no) | 1993-06-02 |
NO910499D0 (no) | 1991-02-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO172075B (no) | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem og kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem | |
NO172076B (no) | Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem | |
NO172555B (no) | Undervannsstasjon for behandling og transport av en broennstroem | |
US6230809B1 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
RU2436936C2 (ru) | Система, судно и способ для добычи нефти и тяжелых фракций газа из коллекторов под морским дном | |
US6673249B2 (en) | Efficiency water desalination/purification | |
NO161941B (no) | Fremgangsmaate ved og anlegg for transport av hydrokarboner over lang avstand fra en hydrokarbonkilde til havs. | |
US6537349B2 (en) | Passive low pressure flash gas compression system | |
US8342248B2 (en) | Apparatus for venting an annular space between a liner and a pipeline of a subsea riser | |
NO319600B1 (no) | Undervannspumpesystem og fremgangsmate til pumping av fluid fra en bronn | |
NO321304B1 (no) | Undervanns kompressorstasjon | |
EP2895247B1 (en) | Subsea processing | |
US6012530A (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
NO172556B (no) | Kompressoranlegg i en undervannstasjon for transport av en broennstroem | |
US7311055B2 (en) | Vessel with deep water transfer system | |
US1101605A (en) | Method for conserving natural gas and oil. | |
NO173197B (no) | Fremgangsmaate ved drift av et kompressoranlegg og kompressoranlegg | |
AU735485B2 (en) | Method and apparatus for producing and shipping hydrocarbons offshore | |
GB2356183A (en) | Method and apparatus for producing and storing hydrocarbons offshore | |
NO873676L (no) | Fremgangsmaate ved og anlegg for transport av hydrokarboner fra hydrokarbonreservoar med lavt trykk. | |
NO873677L (no) | Fremgangsmaate ved og anlegg for transport av hydrokarboner med hoey gassandel over lang avstand fra et hydrokarbonreservoar. | |
NO156581B (no) | Hydraulisk drevet pumpeaggregat. | |
NO173890B (no) | Undervanns-kompressor |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |