NO172556B - COMPRESSOR SYSTEM IN AN UNDERWATER STATION FOR TRANSPORTING A BROWN STREAM - Google Patents

Description

Oppfinnelsen vedrører 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 gass-sugeledning mellom gassrommet og et innløp i kompressoren, en gassledning mellom gassrommet og drivatmosfæren i trykkskallet, en gasskjøler i gassledningen, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfæren åpen smøreoljesump, en smøreoljepumpe, lågere i motor og kompressor, og en smøreoljeledning til lagerne. The invention relates to a compressor system in an underwater station for transporting a well stream, including a compressor with an engine in a common driving atmosphere in a pressure shell, a gas chamber and a gas suction line between the gas chamber and an inlet in the compressor, a gas line between the gas chamber and the driving atmosphere in the pressure shell, a gas cooler in the gas line, and a lubricating oil circuit including a lubricating oil sump open to the driving atmosphere, a lubricating oil pump, bearings in the engine and compressor, and a lubricating oil line to the bearings.

Oppfinnelsen er særlig utviklet i forbindelse med utviklingen av en undervannstasjon for pumping av en brønnstrøm. 01je-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. The invention has been particularly developed in connection with the development of an underwater station for pumping a well flow. Offshore oil and gas production today usually takes place as follows: Production wells are drilled from a platform down into the hydrocarbon reservoir. The platform is placed above wave height on a chassis that stands on the seabed or floats on the sea surface. The wellhead valves, which shut off the reservoir pressure, are located on the platform, usually directly above the production wells.

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. The oil, which exists under high pressure in the hydrocarbon reservoir, contains large amounts of dissolved gas. The oil's ability to retain dissolved gas decreases with decreasing pressure and increasing temperature. When the oil flows up through the production well from the reservoir and past the wellhead valve on the platform, whereby the pressure drops, gas is thus emitted from the oil. There will therefore be a mixture of oil and gas (actually a mixture of liquid (oil/water) and gas) that comes out on the top of the wellhead valve.

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. This mixture of liquid and gas is taken to a processing plant which is usually on the platform. The process plant's function is mainly to separate oil and gas and make the oil suitable for transport and the gas suitable for transport or return to the reservoir.

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. As the process requires energy, and hydrocarbons are flammable, a number of auxiliary functions and emergency systems must be built around the process plant. In addition, operation of the process, and auxiliary and emergency systems requires crews, which in turn require accommodation and a number of other functions. In this way, the facilities become large and expensive both in terms of investment and operation. At greater sea depths, the cost problem is amplified when the platform with the facility must stand on an expensive, bottom-fixed or floating undercarriage.

Store utviklingsprosjekter er for tiden igang med det sikte-mål 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 undervannsproduksjonsanlegg plasseres over et område av hydrokarbonreservoaret som ikke kan nås med produksjonsbrønner fra plattformen. Large development projects are currently underway with the aim of reducing costs. Among other things, technology has been developed that makes it possible to place the wellhead valves on the seabed - so-called underwater production facilities. This is of great economic importance because the number of platforms required to drain a hydrocarbon reservoir can be reduced. A subsea production facility is placed over an area of the hydrocarbon reservoir that cannot be reached by production wells from the platform.

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. The production wells in an underwater production facility are drilled from floating or jack-up drilling vessels. Oil and gas from the hydrocarbon reservoir flows up and past the wellhead valves on the seabed and then flows as a two-phase flow (mixed oil and gas) in a pipeline that connects the subsea production facility to the platform. Such two-phase flow leads to the formation of liquid plugs which cause strong liquid shocks, uncontrolled flow conditions and large pressure drop in the pipeline. The distance between the underwater production plant and the platform cannot therefore be great. A practical limit today is assumed to be approx. 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. Technical solutions that can increase this distance will have great economic potential. In its ultimate consequence, the platform can then be made redundant, as the wellhead valves can stand on the seabed at the hydrocarbon reservoir and the process, auxiliary and emergency systems are placed on 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. Work is also currently underway on large development projects to solve the problem of transporting oil/gas mixtures over long distances. Some of these projects aim to add pressure to the oil/gas mixture by placing two-phase pumps on the seabed to compensate for the large pressure drop. Other projects aim to separate oil and gas on the seabed and then pump oil and gas in separate pipelines to a processing plant. Oil and gas are thereby provided with the necessary transport energy for further efficient transport to the receiving point. Liquid and gas are carried in separate pipelines, but liquid and gas pipelines can possibly run together in a multi-phase transport pipe if this is found to be optimal.

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 brønn-strømtrykket tilpasses en felles verdi, hvoretter brønn-strømmene samles i en manifold-stasjon for videretransport. The production from several wells can be collected and transported further in a common stream. A problem in this connection is the different well flow pressures that can occur. This can be solved by routing the well flows via separate stations where the well flow pressure is adjusted to a common value, after which the well flows are collected in a manifold station for onward 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. Transporting unprocessed well flow over long distances to land-based processing facilities offers great potential gains. By placing as much as possible of the heavier, voluminous process plant on land, you are freer with regard to optimal design, because you do not have the weight and space limitations that fixed and especially floating platforms offer.

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. In order to be able to transport a well stream over long distances to land or to existing process platforms with free capacity some distance away, underwater pumping stations will be necessary. Placing these on the seabed brings several advantages. Compressors and pumps will stand in the middle of a cooling medium (seawater) which maintains an approximately constant temperature. The risk of explosion has been eliminated and the facility will be unaffected by wind, weather and icing. Large savings can be achieved in connection with platform costs, accommodation costs and personnel and equipment transport to and from 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. However, underwater pump stations are initially plagued with a number of disadvantages and unsolved problems. Thus, daily simple inspection and maintenance will be excluded. Systems and components for regulation and monitoring of remote underwater stations are unproven technology. The necessary electrical energy must be transmitted over long distances, and the connection to the equipment in the underwater station must take place in a satisfactory manner.

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 dykker-fartøyer og/eller heiseanordninger styrt fra overflaten. Service/vedlikehold, som skal skje ved utskiftning av komplette enheter, skal kunne foretas i ønskede intervaller 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. All equipment and components must be of high quality and high reliability. Maintenance must be arranged according to specific systems, with the possibility of replacing equipment. Assembly and disassembly should be possible using unmanned diving vessels and/or lifting devices controlled from the surface. Service/maintenance, which must be carried out by replacing complete units, must be able to be carried out at desired intervals of at least 1 to 2 years. Operational control and regulation must be kept to a minimum, and ideally one must be able to manage without monitoring the station during operation.

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. Kompressorenheten 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 drivatmosfære i et trykkskall. Drivatmosfæren 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, dvs. 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. From NO-PS 162,782, a compressor unit is known, including a motor and a compressor, which compressor unit is completely closed to the outside and forms an integrated whole, where the need for shaft seals is greatly reduced. The compressor unit can be operated over long periods without supervision and maintenance, and can be used in underwater stations, for the transport of hydrocarbon gas. Motor and compressor are arranged in a common drive atmosphere in a pressure shell. The driving atmosphere is formed by the gas that is compressed in the compressor, and has a pressure level that approximates the compressor's inlet pressure. A gas line provides a connection between a place in front of the compressor inlet and the interior of the pressure shell, i.e. the driving atmosphere, and a cooling section has been inserted into this gas line. The engine and compressor have oil-lubricated bearings with an associated lubricating oil circuit that includes a lubricating oil sump open to the driving atmosphere. The purpose of the aforementioned gas line with an installed cooling section is to prevent condensate from being separated in the compressor, but outside it, with the return of the condensate to the inlet side of the compressor. The necessary cooling in the cooling section is provided by the surrounding seawater.

Det er også kjent en undervannstas jon 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 kompressorenheten øverst (US Serial No.07/ An underwater station is also known where a separator, a pump unit and a compressor unit are assembled as a compact unit with the three components arranged in a column structure, with the pump unit at the bottom, followed by the separator, and with the compressor unit at the top (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 intervaller på minst 1 til 2 år. Driftskontroll og regulering vil kunne holdes på et minimum. 460398, filed 01/03/90 respectively NO patent application P890057). This compact unit, which contains a simple separator, a pump and a compressor, can be placed on the seabed. The unit splits the hydrocarbon flow from one or more underwater wells into gas and liquid phase. The pressure in the gas and liquid is then increased, so that the production stream can be transported over long distances. Transport from the unit can either take place in a common pipeline or in separate pipelines for oil and gas. The compact unit will be able to be installed using a drilling rig or, for example, a modified diving vessel with a large moon pool. Installation and/or replacement can be done easily. Service/maintenance, which must take place when the complete unit is replaced, can be carried out at desired intervals of at least 1 to 2 years. Operational control and regulation will be able to be kept to a minimum.

Den kompakte utførelse betyr at lange fluidumførende 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 væsketog 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. The compact design means that long fluid-carrying lines in the station are avoided, so that pressure loss in these lines can be avoided. The number of required valves and connections is greatly reduced. Because fluid line connections in the station are largely avoided, unwanted impacts resulting from so-called slugs, i.e. liquid trains and gas bubbles, will also be avoided. As the compressor is the top unit, self-draining of the gas is achieved. The gas will often lie at the dew point and condensation will therefore easily form in gas-carrying sections. Any liquid that forms in the compressor part will flow down from the compressor or gas part.

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. The underlying pump unit will be self-draining in the same way as the overlying compressor unit. In the same way that condensed gas drips down from the upper compressor unit, any gas in the underlying pump unit will bubble up into the separator.

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. The compressor and its motor are arranged in a common pressure shell, the bottom part of which is designed as a reservoir or sump for bearing lubricating oil. Such a compressor unit represents a closed system, free from external influences. By working in the pressure shell with the same gas atmosphere and the same pressure in the individual departments, the internal sealing needs (shaft seals) will be almost eliminated.

Oppfinnelsen tar utgangspunkt i den her skisserte kjente teknikk og mer særskilt vedrører oppfinnelsen et kompressoranlegg i en undervannstasjon 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, en gassledning mellom gassrommet og drivatmosfæren, en gass-kjøler i gassledningen, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfæren åpen smøreoljesump, en smøreoljepumpe, lågere i motor og kompressor, og en smøreoljeledning til lagerne. The invention is based on the known technology outlined here and more specifically the invention relates to a compressor system in an underwater station for the transport of a well flow, including a compressor with an engine in a common drive atmosphere in a pressure shell, a gas chamber and a gas suction line between the gas chamber and an inlet in the compressor, a gas line between the gas space and the driving atmosphere, a gas cooler in the gas line, and a lubricating oil circuit including a lubricating oil sump open to the driving atmosphere, a lubricating oil pump, bearings in the engine and compressor, and a lubricating oil line to the bearings.

Ved plassering i en bare vanskelig tilgjengelig omgivelse, dvs. i en undervannstas jon, 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. When placed in an environment that is only difficult to access, i.e. in an underwater station, it is of particular importance to have a compressor unit that is as autonomous as possible, with a fairly predictable and as long as possible lifetime or maintenance-free period. The lubricating oil system is of particular importance in this connection.

I kompressoranlegget er det som nevnt en felles gassatmosfære. I forbindelse med brønnstrømtransport vil denne gassatmosfære være en hydrokarbonatmosfære. Denne atmosfære fyller gassvolumene i motor, smøreoljesump og i kompressoren utenfor drivakseltetningene. Trykket i drivatmosfæren ligger tett opptil det laveste trykk i prosessiden. Dette laveste trykk finnes i separatoren (gassrommet) og i kompressorens sugeledning. For å utligne trykket, er det nødvendig med en forbindelse mellom kompressorens drivatmosfære og prosessiden eller prosessatmosfæren. In the compressor plant, as mentioned, there is a common gas atmosphere. In connection with well stream transport, this gas atmosphere will be a hydrocarbon atmosphere. This atmosphere fills the gas volumes in the engine, lubricating oil sump and in the compressor outside the drive shaft seals. The pressure in the drive atmosphere is close to the lowest pressure on the process side. This lowest pressure is found in the separator (gas space) and in the compressor's suction line. To equalize the pressure, a connection is required between the compressor drive atmosphere and the process side or process atmosphere.

Smøreoljen vil ha en lavere temperatur enn gassen fra separatoren. Prosessgassen vil derfor kunne levere store kondensatmengder til smøreoljen dersom gassen ikke kondisjoneres før den går inn i kompressorens drivatmosfære. Den negative virkning som kondensatet har på smøreoljen, er at smøreoljen fortynnes og derved etterhvert vil miste sin smørevirkning, og at et for høyt væskenivå vil kunne skade maskineriet. The lubricating oil will have a lower temperature than the gas from the separator. The process gas will therefore be able to deliver large amounts of condensate to the lubricating oil if the gas is not conditioned before it enters the compressor's drive atmosphere. The negative effect that the condensate has on the lubricating oil is that the lubricating oil is diluted and will thereby eventually lose its lubricating effect, and that an excessively high liquid level can damage the machinery.

Den spesielle hensikt med oppfinnelsen er derfor å kondi-sjonere gassen slik at den vil være "tørr" når den går inn i kompressorens drivatmosfære og utsettes for den høyere temperatur der. The particular purpose of the invention is therefore to condition the gas so that it will be "dry" when it enters the compressor's drive atmosphere and is exposed to the higher temperature there.

I et kompressoranlegg som nevnt innledningsvis, beregnet for bruk i en undervannstasjon for transport av en brønnstrøm, oppnås dette ved at det plasseres en varmeveksler mellom smøreoljekretsen og gassledningen, med en tilordnet gasskondensatsamler, og med en av det omgivende sjøvann kjølt smøreoljekjøler i smøreoljekretsen, oppstrøms for varmeveksleren. In a compressor system as mentioned at the beginning, intended for use in an underwater station for transporting a well flow, this is achieved by placing a heat exchanger between the lubricating oil circuit and the gas line, with an assigned gas condensate collector, and with a lubricating oil cooler cooled by the surrounding seawater in the lubricating oil circuit, upstream for the heat exchanger.

I en undervannstasjon vil gassrommet fordelaktig utgjøres av gassdelen i en væske/gass-separator, og gasskondensatsamleren vil innbefatte en gasskondensatledning fra varmevekslerens gasside og til separatorens væskedel. In an underwater station, the gas space will advantageously be made up of the gas part of a liquid/gas separator, and the gas condensate collector will include a gas condensate line from the gas side of the heat exchanger to the liquid part of the separator.

Varmeveksleren, som Inngår som et hovedelement 1 det man kan kalle for et "puste og kondenseringssystem" kan 1 utgangspunktet ha direkte kontakt med det omgivende sjøvann. I de fleste tilfeller, og særlig i Nordsjøen, vil de der frem-herskende temperaturer sannsynligvis føre til hydratdannelser i ledningene og derfor til blokkering av systemet. Beting-elsene for at det dannes hydrater (som er en form for is) i rørledninger hvor hydrokarboner transporteres, er tilstede når hydrokarbonstrømmen inneholder lette hydrokarbonkompo-nenter, spesielt paraffiner, og fritt vann og temperaturen er under en viss grense (f.eks. 19°C) og trykket samtidig er over et visst nivå. The heat exchanger, which is included as a main element in what can be called a "breathing and condensation system", can initially have direct contact with the surrounding seawater. In most cases, and particularly in the North Sea, the prevailing temperatures will probably lead to hydrate formation in the lines and therefore to blockage of the system. The conditions for hydrates (which are a form of ice) to form in pipelines where hydrocarbons are transported are present when the hydrocarbon stream contains light hydrocarbon components, especially paraffins, and free water and the temperature is below a certain limit (e.g. 19°C) and the pressure at the same time is above a certain level.

Virkningen av hydrater i en rørledning kan være fra det harmløse, dvs. at hydratene følger brønnstrømmen og går i oppløsning (smelter) uten i realiteten å bli oppdaget, og til det mer alvorlige hvor hydratene fullstendig vil blokkere røret som en "isplugg" og således stoppe gjennomstrømningen. The effect of hydrates in a pipeline can be from the harmless, i.e. that the hydrates follow the well flow and dissolve (melt) without actually being detected, and to the more serious where the hydrates will completely block the pipe like an "ice plug" and thus stop the flow.

Det er derfor fordelaktig å plassere varmeveksleren i et lett temperert område over sjøvannstemperaturen, men under smøreoljetemperaturen i de områder hvor smøreoljen har frie overflater. Smøreoljen vil ha sin laveste temperatur i smøreoljekretsen nedstrøms for smøreoljekjøleren. Et slikt arrangement vil være ganske ufølsomt med hensyn til endringer i smøreoljetemperaturnivået, fordi temperaturen til den kjølte gass vil følge smøreoljetemperaturen nedstrøms for smøreoljekjøleren ganske nært. It is therefore advantageous to place the heat exchanger in a slightly tempered area above the seawater temperature, but below the lubricating oil temperature in the areas where the lubricating oil has free surfaces. The lubricating oil will have its lowest temperature in the lubricating oil circuit downstream of the lubricating oil cooler. Such an arrangement would be quite insensitive to changes in the lube oil temperature level, because the temperature of the cooled gas would follow the lube oil temperature downstream of the lube oil cooler quite closely.

Utformingen av kompressoranlegget ifølge oppfinnelsen vil være avhengig av hvilke typer tetninger som benyttes i kompressoren. The design of the compressor system according to the invention will depend on the types of seals used in the compressor.

Benyttes mekaniske kontakttetninger, kan man under konstante driftsforhold regne med at det ikke foreligger noen konti-nuerlig gassgjennomstrømning i tetningene. I kompressorens drivatmosfære behøver man derfor bare ta hensyn til at det skal oppnås en "pusting" som følge av temperaturendringer der. If mechanical contact seals are used, under constant operating conditions it can be assumed that there is no continuous gas flow through the seals. In the compressor's drive atmosphere, one therefore only needs to take into account that a "breathing" is to be achieved as a result of temperature changes there.

Det antas at det vil være mest fordelaktig å benytte ikke-kontakt-labyrinttetninger, fordi disse har bedre pålitelighet enn oljesmurte mekaniske kontakttetninger. Tørr-gass-tetninger kan også være aktuelle. De to sistnevnte tet-ningstyper krever en lekkasjestrømning for å kunne tette mellom ulike trykk. Det er derfor ved bruk av slike tetninger viktig å sørge for trykkforskjeller som sikrer riktige strømningsretninger i hvert punkt i systemet, med så små strømningsmengder som mulig. It is believed that it will be most advantageous to use non-contact labyrinth seals, because these have better reliability than oil-lubricated mechanical contact seals. Dry gas seals can also be relevant. The two latter types of sealing require a leakage flow to be able to seal between different pressures. When using such seals, it is therefore important to ensure pressure differences that ensure correct flow directions at every point in the system, with as small flow quantities as possible.

Uansett valg av tetningstype, vil kompressortetningene være utsatt for meget små trykkforskjeller. Kompressortetningene har to hovedhensikter, nemlig for det første å minimalisere tap av smøreolje inn i prosessiden og å hindre eller minimalisere strømmen av ukondisjonert gass fra kompressorens prosesside til områder hvor det forefinnes smøreolje. Regardless of the choice of seal type, the compressor seals will be exposed to very small pressure differences. The compressor seals have two main purposes, namely, firstly, to minimize loss of lubricating oil into the process side and to prevent or minimize the flow of unconditioned gas from the process side of the compressor to areas where lubricating oil is present.

Benyttes det mekanske kontakttetninger så kan gassledningen fra varmeveksleren munne ut på et vilkårlig sted i kompressorens drivatmosfære. If mechanical contact seals are used, the gas line from the heat exchanger can exit at any point in the compressor's drive atmosphere.

Velger man labyrinttetninger eller tørr-gass-tetninger så er det vesentlig at strømningsretningene på de enkelte steder blir slik at kondisjonert (kjølt) gass går inn i kompressorens drivatmosfære, og at smøreoljetapene blir akseptable. If you choose labyrinth seals or dry gas seals, it is essential that the flow directions at the individual locations are such that conditioned (cooled) gas enters the compressor's drive atmosphere, and that the lubricating oil losses are acceptable.

Det skal her også nevnes at ved bruk av labyrinttetninger vil varmeveksleren, dvs. "puste-og kondensatorsystemet" måtte bli relativt stort, fordi buffergasstrømmen som andel av den totale gasstrøm gjennom anlegget vil være betydelig større enn for tørrgasstetninger, som bare krever en buffergass-strøm på ca. 1/1000 av den som er nødvendig for labyrinttetninger, slik at varmeveksleren derfor kan gjøres meget mindre ved bruk av tørrgasstetninger It should also be mentioned here that when using labyrinth seals, the heat exchanger, i.e. the "breathing and condenser system", will have to be relatively large, because the buffer gas flow as a proportion of the total gas flow through the plant will be significantly greater than for dry gas seals, which only require a buffer gas current of approx. 1/1000 of that required for labyrinth seals, so that the heat exchanger can therefore be made much smaller when using dry gas seals

Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere under henvisning til tegningsfigurene, hvor: Fig. 1 i halvskjematisk form, viser et kompressoranlegg ifølge oppfinnelsen, hvor det i kompressoren benyttes mekaniske kontakttetninger, og The invention will now be described in more detail with reference to the drawings, where: Fig. 1 in semi-schematic form, shows a compressor system according to the invention, where mechanical contact seals are used in the compressor, and

fig. 2 viser et tilsvarende kompressoranlegg, hvor det benyttes tørr-gass-tetninger eller labyrinttetninger. fig. 2 shows a corresponding compressor system, where dry gas seals or labyrinth seals are used.

Det i fig. 1 viste kompressoranlegg inngår i en undervanns-stasjon 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. That in fig. The compressor plant shown in 1 is part of an underwater station for the production of hydrocarbons. The plant includes a separator 2 and a compressor 3. The separator 2 is supplied with a well flow (oil/water/gas/particles) through a line 1 from one or more wellheads not shown on the seabed. As shown, the line 1 opens into the gas chamber 4 of the separator 2 with a splash screen 5. From the gas chamber 4 of the separator there is a suction line 6 to the compressor 3 where the gas is supplied with transport energy and continues through the line 7.

Kompressoren 3 er her utført som en vertikalstilt 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 mekaniske kontakttetninger 17, 18. The compressor 3 is designed here as a vertically oriented centrifugal machine. The compressor's motor 8 is at the top and the motor shaft 9 is connected to a suitable gear 10, which in turn is connected to the compressor's drive shaft 11 itself. The compressor shown is a two-stage compressor. The compressor's impeller is denoted by 12 and the compressor housing is denoted by 13. The compressor's drive shaft 11 is stored at the top in a bearing 14 and is stored at the bottom in a bearing 15, as well as a thrust bearing 16. The compressor shaft 11 is sealed at the top and bottom of the compressor housing 13 by means of here only indicated mechanical contact seals 17, 18.

Motoren 8, dvs. dens drivaksel 9, er som vist opplagret i et øvre lager 19 og et nedre lager 20. The motor 8, i.e. its drive shaft 9, is, as shown, stored in an upper bearing 19 and a lower bearing 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, her kalt drivatmosfære. De mekaniske kontakttetninger 17 og 18 begrenser en kompressor-prosessatmosfære. I så vel drivatmosfæren som prosessatmosfæren er det tale om en og samme gass, som kommer fra separatoren 2, og trykkforskjellen er liten. The motor 8, the gear 10 and compressor housing with rotor are, as shown, arranged in a common pressure shell 21. Inside this pressure shell there is a common gas atmosphere, here called driving atmosphere. The mechanical contact seals 17 and 18 limit a compressor process atmosphere. In both the drive atmosphere and the process atmosphere, it is one and the same gas, which comes from the separator 2, and the pressure difference is small.

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. Fra separatorens 2 gassrom 4 går det en gassledning 24 til kompressorens drivatmosfære. Ledningen 24 er isolert for å hindre avkjøling og kondensatutskilling. I tegningen munner gassledningen 24 ut i en likeledes isolert smøre-oljesump 25. Denne smøreol jesump 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 smøreoljeledninger 29, 30, 31, som går til de respektive lågere i motor, gear og kompressor. Som vist grener øvre smøreoljeledning 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. As shown, an open line connection 22 runs from the compressor housing 13 to the line 1, which opens into the separator's gas chamber 4 and supplies a well stream to the separator. The line 22 exits from the compressor housing 13 under a balance piston 23 for the compressor's drive shaft. The line 22 thus runs from the compressor process atmosphere and to the well flow pipe 1. From the gas chamber 4 of the separator 2, a gas line 24 runs to the compressor's drive atmosphere. The line 24 is insulated to prevent cooling and condensation. In the drawing, the gas line 24 opens into a similarly insulated lubricating oil sump 25. As shown at 26, this lubricating oil sump has an open connection with the interior of the pressure shell 21 and is therefore included as part of the driving atmosphere. At the same time, the lubricating oil sump 25 is part of a lubricating oil circuit which includes a lubricating oil pump 27, a lubricating oil cooler 28, and lubricating oil lines 29, 30, 31, which go to the respective bearings in the engine, gear and compressor. As shown, upper lubricating oil line 29 branches out into manifolds to the various bearings, but not here to upper bearing 19, which here is a self-lubricated bearing. The lubricating oil collects at the bottom of the pressure shell 21. Necessary channels or runs 32 are provided in this connection.

I smøreoljekretsen inngår dessuten en generelt med 33 betegnet varmeveksler hvor smøreoljen står i varmevekslende forhold med den gass som kommer fra separatorens 2 gassrom 4 gjennom gassledningen 24. Som skjematisk antydet i fig. 1, har gassledningen 24 et første ledningsavsnitt 34 som går fra separatorens gassrom 4 og opp til en gasskjøler-kveil 35, hvorfra ledningen går videre til en tåke dråpefanger 36, som munner i et kondensatrom 37, hvorfra det nedover, via en andre kjølekveil 38 går en kondensatledning 40, som dykker ned i kondensatorens væskedel 41. Fra kondensatrommet 37 går det opp et ledningsavsnitt 42, som går til smøreoljesumpen 25. De her nevnte komponenter utgjør varmevekslerens gasside. De er som vist omgitt av tilsvarende utformede partier av smøreoljekretsen, her generelt betegnet med 43. The lubricating oil circuit also includes a heat exchanger, generally denoted by 33, where the lubricating oil is in a heat-exchange relationship with the gas coming from the gas chamber 4 of the separator 2 through the gas line 24. As schematically indicated in fig. 1, the gas line 24 has a first line section 34 that runs from the separator's gas space 4 up to a gas cooler coil 35, from where the line continues to a mist droplet catcher 36, which opens into a condensate room 37, from where it descends, via a second cooling coil 38 runs a condensate line 40, which dips into the liquid part 41 of the condenser. From the condensate space 37, a line section 42 goes up, which goes to the lubricating oil sump 25. The components mentioned here make up the gas side of the heat exchanger. As shown, they are surrounded by correspondingly designed parts of the lubricating oil circuit, here generally denoted by 43.

Før kompressoranleggets virkemåte skal beskrives nærmere, skal det nevnes at gassugeledningen 6 innbefatter en skrubber 44. Fra skrubberkammeret 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. P 890 057, som er nevnt innledningsvis. Before the operation of the compressor system is described in more detail, it should be mentioned that the gas suction line 6 includes a scrubber 44. From the scrubber chamber runs a return line 45, which dips into the liquid part 41 in the separator. In a manner not shown, the separator 2 is connected to a pump, which draws liquid from the separator, see for example the widely available Norwegian patent application no. P 890 057, which is mentioned at the beginning.

I fig. 1 er kompressoranlegget vist i sin driftstilstand. Piler og dobbeltpiler antyder de herskende strømnings-retninger for brønnstrøm, gass og smøreolje. Kompressoren suger gass fra separatorens gassrom 4 gjennom 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 lågere går i smøreoljekretsen. Smøre-ol jepumpen 27 i smøreoljesumpen trykker smøreoljen gjennom den av det omgivende havvann avkjølte smøreoljekjøler 28, hvorfra smøreoljen går videre til varmeveksleren 33 og derfra til de enkelte smøreoljeledninger 29, 30, 31 og til lagerne og gearet inne i trykkskallet 21. Smøreoljen samles i bunnen av trykkskallet og renner ned i smøreoljesumpen 25. In fig. 1, the compressor plant is shown in its operating state. Arrows and double arrows indicate the prevailing flow directions for well stream, gas and lubricating oil. The compressor sucks gas from the separator's gas chamber 4 through the suction line 6. In the scrubber 44, a separation takes place in a manner known per se, and liquid and any droplets return to the separator, through the diving pipe 45. In the compressor, the gas is supplied with energy and delivered further through the pipe 7. Lubricating oil for the various bearings goes in the lubricating oil circuit. The lubricating oil pump 27 in the lubricating oil sump pushes the lubricating oil through the lubricating oil cooler 28 cooled by the surrounding seawater, from where the lubricating oil goes on to the heat exchanger 33 and from there to the individual lubricating oil lines 29, 30, 31 and to the bearings and gear inside the pressure shell 21. The lubricating oil is collected in bottom of the pressure shell and drains into the lubricating oil sump 25.

Gassledningen 24 representerer en åpen forbindelse mellom separatorens gassrom 4 og det indre av trykkskallet, dvs. kompressorens drivatmosfære. For å hindre kondensatdannelse fra gassen i drivatmosfæren - slik kondensatdannelse vil over tid fortynne og derved ødelegge smøreoljen - må gassen som går i gassledningen 24 kondisjoneres. Temperaturene vil naturligvis variere etter de stedlige forhold, men man kan eksempelvis regne med en smøreoljetemperatur i smøre-ol jensumpen 25 på 80°C. Brønnstrømmen i ledningen 1 kan eksempelvis også ha en temperatur på rundt 80°C. I smøre-oljekjøleren 28 kjøles smøreoljen ned mot 20°C, som er en antatt grense for å være sikker på at man unngår hydratdannelser i gassen. Varmeveksleren 33 dimensjoneres slik at gassen kjøles ned i tilstrekkelig grad, slik at man er sikret at gassen ikke avgir kondensatmengder av betydning i kompressorens drivatmosfære. Da anlegget helst skal arbeide uten ytre inngrep (innstillinger og reguleringer) anbefales det å underdimensjonere smøreoljekjøleren 28 og tilsvarende overdimensjonere varmeveksleren 33, ut i fra en forutsatt konstant temperatur i sjøvannet. Underdimensjoneringen foretas slik at man er sikret at smøreoljen ikke avkjøles under 20°C, og overdimensjoneringen foretas ut i fra det synspunkt at gassen skal kjøles ned mot smøreoljetemper-aturen. The gas line 24 represents an open connection between the separator's gas space 4 and the interior of the pressure shell, i.e. the compressor's drive atmosphere. In order to prevent the formation of condensate from the gas in the drive atmosphere - such condensate formation will over time dilute and thereby destroy the lubricating oil - the gas that runs in the gas line 24 must be conditioned. The temperatures will naturally vary according to the local conditions, but you can, for example, count on a lubricating oil temperature in the lubricating oil sump 25 of 80°C. The well stream in line 1 can, for example, also have a temperature of around 80°C. In the lubricating oil cooler 28, the lubricating oil is cooled down to 20°C, which is an assumed limit to ensure that hydrate formations in the gas are avoided. The heat exchanger 33 is dimensioned so that the gas is cooled to a sufficient extent, so that it is ensured that the gas does not give off significant amounts of condensate in the compressor's drive atmosphere. As the plant should preferably work without external intervention (settings and adjustments), it is recommended to undersize the lubricating oil cooler 28 and correspondingly oversize the heat exchanger 33, based on an assumed constant temperature in the seawater. The undersizing is carried out so that it is ensured that the lubricating oil does not cool below 20°C, and the oversizing is carried out from the point of view that the gas must be cooled to the lubricating oil temperature.

Avkjølingen av gassen skjer primært i kjølerkveilen 35. I tåke/dråpefangeren 36 skilles tåke og dråper ut. Kjøle-kveilen 38 tjener til å holde dette gassområdet kaldt, slik at man er sikret at kondensatet renner ned gjennom røret 40 og ned i separatorens væskerom 41. The cooling of the gas takes place primarily in the cooler coil 35. In the mist/droplet catcher 36, mist and droplets are separated. The cooling coil 38 serves to keep this gas area cold, so that it is ensured that the condensate flows down through the pipe 40 and into the liquid chamber 41 of the separator.

I fig. 2 er det vist et kompressoranlegg som i hovedsaken er bygget °PP På samme måte som i figur 1, og det er derfor i den grad det er riktig, anvendt de samme henvisningstall som i fig. 1. Hovedforskjellen mellom anleggene i fig. 1 og 2 er at utførelsen i fig. 2 benytter labyrinttetninger, og dette krever en noe annen utførelse av gassledningen mellom gassrommet og kompressorens drivatmosfære, fordi labyrinttetninger er avhengig av en viss trykkforskjell med tilhørende gjennomstrømning i riktig retning. In fig. 2 shows a compressor plant which is mainly built °PP In the same way as in figure 1, and it is therefore to the extent that it is correct, the same reference numbers as in fig. 1. The main difference between the facilities in fig. 1 and 2 is that the embodiment in fig. 2 uses labyrinth seals, and this requires a somewhat different design of the gas line between the gas space and the compressor's drive atmosphere, because labyrinth seals depend on a certain pressure difference with associated flow in the right direction.

I steden for de mekaniske kontakttetninger 17 og 18 som benyttes i utførelsen i fig. 1, har altså kompressoren i fig. 2 labyrinttetninger 50, 51, 52 og 53. Disse tetninger krever ingen smøring, og som vist har man i anlegget i fig. 2 bare den øvre smøreoljeledning 29. Til gjengjeld er gassledningen 24, 42 i utførelsen i fig. 1 endret. Av fig. 2 går det således frem at gassledningsavsnittet 42 ikke går til smøre-oljesumpen 25, men går til drivakselområdene mellom de respektive labyrinttetningspar 50, 51 og 52, 53, ved hjelp av grenledningene 54 og 55. Instead of the mechanical contact seals 17 and 18 used in the embodiment in fig. 1, the compressor in fig. 2 labyrinth seals 50, 51, 52 and 53. These seals do not require lubrication, and as shown in the plant in fig. 2 only the upper lubricating oil line 29. In return, the gas line 24, 42 in the embodiment in fig. 1 amended. From fig. 2, it thus appears that the gas line section 42 does not go to the lubricating oil sump 25, but goes to the drive shaft areas between the respective pairs of labyrinth seals 50, 51 and 52, 53, by means of the branch lines 54 and 55.

Ledningen 22 er i utførelsen i fig. 2 tilknyttet brønnstrøm-ledningen 1 i et venturiavsnitt 56. En ledning 57 fra smøre-oljesumpen 25 er tilknyttet gassugeledningen 6 i et venturiavsnitt 58. Hensikten med disse venturiavsnitt, særlig venturiavsnittet 56, er å sikre at man oppnår de riktige trykkforhold med tilhørende ønskede strømningsretninger for gassen i de ulike ledninger og gjennom tetningene. The line 22 is in the embodiment in fig. 2 connected to the well flow line 1 in a venturi section 56. A line 57 from the lubricating oil sump 25 is connected to the gas suction line 6 in a venturi section 58. The purpose of these venturi sections, especially the venturi section 56, is to ensure that the correct pressure conditions are achieved with the associated desired flow directions for the gas in the various lines and through the seals.

En evaluering av strømningsretningene baserer seg på de nedenfor angitte relasjoner mellom visse trykk når anlegget er i drift: An evaluation of the flow directions is based on the relationships given below between certain pressures when the plant is in operation:

I : PA > PB > PC > PD I : PA > PB > PC > PD

Strømning inn i kompressorens drivatmosfære gjennom Flow into the compressor drive atmosphere through

øvre tetning: upper seal:

II : PJ (>) PL (>) PM (>) PE (>) PG II : PJ (>) PL (>) PM (>) PE (>) PG

Uttrykket "(>)" betyr "bare litt større enn". The expression "(>)" means "just a little bigger than".

III: PE >> PD III: PE >> PD

IV : PM (>) PH (>) PG IV : PM (>) PH (>) PG

V : PH > PB V : PH > PB

Som en konsekvens av (V), As a consequence of (V),

VI : PB < PJ VI : PB < PJ

De enkelte bokstaver refererer seg til de tilsvarende angitte steder i fig. 2. The individual letters refer to the corresponding indicated places in fig. 2.

Claims (1)

1. Kompressoranlegg 1 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, en gassledning (24) mellom gassrommet (4) og drivatmosfæren, en gasskjøler (35) i gassledningen, og en smøreoljekrets innbefattende en mot drivatmosfæren I trykkskallet åpen smøreoljesump (25), en smøreoljepumpe (27), lågere (19, 20, 14, 15, 16) I motor (8) og kompressor (11, 12, 13), og en smøreol jeledning (29 -31) til lagerne, karakterisert ved en varmeveksler (33) mellom smøreoljekretsen og gassledningen, med en tilordnet gasskondensatsamler (37, 40), og med en av det omgivende sjøvann kjølt smøreoljekjøler (28) i smøreolje-kretsen, oppstrøms for varmeveksleren.1. Compressor plant 1 an underwater station for transporting a well stream, including a compressor (12, 13) with a motor (8) in a common driving atmosphere in a pressure shell (21), a gas chamber (4) and a gas suction line (6) between the gas chamber and an inlet in the compressor, a gas line (24) between the gas space (4) and the driving atmosphere, a gas cooler (35) in the gas line, and a lubricating oil circuit including a lubricating oil sump (25) open to the driving atmosphere in the pressure shell, a lubricating oil pump (27), bearings (19 , 20, 14, 15, 16) In the engine (8) and compressor (11, 12, 13), and a lubricating oil line (29 -31) to the bearings, characterized by a heat exchanger (33) between the lubricating oil circuit and the gas line, with a assigned gas condensate collector (37, 40), and with a lube oil cooler (28) cooled by the surrounding seawater in the lube oil circuit, upstream of the heat exchanger. 2. Kompressoranlegg ifølge krav 1, karakterisert ved at gassrommet utgjøres av gassdelen (4) i en væske/- gass-separator (2) og at gasskondensatsamleren innbefatter en gasskondensatledning (40) fra varmevekslerens (33) gasside og til separatorens væskedel (41).2. Compressor system according to claim 1, characterized in that the gas space is formed by the gas part (4) in a liquid/gas separator (2) and that the gas condensate collector includes a gas condensate line (40) from the gas side of the heat exchanger (33) and to the liquid part (41) of the separator. 3. Kompressoranlegg ifølge krav 2, karakterisert ved at varmeveksleren (33) innbefatter et gass-kjøleavsnitt (35), etterfulgt av et kondensatavsnitt (36, 37) hvorfra gasskondensatledningen (40) går tilbake til separatoren, via et andre kjøleavsnitt (38).3. Compressor system according to claim 2, characterized in that the heat exchanger (33) includes a gas cooling section (35), followed by a condensate section (36, 37) from which the gas condensate line (40) returns to the separator, via a second cooling section (38). 5. Kompressoranlegg ifølge et av de foregående krav og med kompressortetninger av den type som krever et visst trykk- differensiale for gjennomstrømming av gass, karakterisert ved at gassledningen (42, 54, 55) munner i de respektive tetningsområder (50, 51) og (52, 53) mellom kompressorens drivatmosfære og prosessatmosfære og at gass fra drivatmosfæren kan strømme ut via en gassledning (57) til gassledningen (6).5. Compressor system according to one of the preceding requirements and with compressor seals of the type that require a certain pressure differential for the flow of gas, characterized in that the gas line (42, 54, 55) opens into the respective sealing areas (50, 51) and (52, 53) between the compressor's drive atmosphere and process atmosphere and that gas from the drive atmosphere can flow out via a gas line ( 57) to the gas line (6).