Оборудование и способы улучшенного регулирования объема подводной добычи
Формула / Реферат
1. Способ регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи нефти/газа, согласно которому
подсоединяют по текучей среде первую эксплуатационную задвижку к оборудованию устья скважины;
измеряют поток по меньшей мере из двух фаз текучей среды в трубопроводе для добычи по потоку после оборудования устья скважины с применением многофазного расходомера для получения данных многофазного потока, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазовый состав потока текучей среды; и
применяют данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием эксплуатационной задвижки для такого увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводе для добычи, чтобы обеспечить регулирование расхода и/или перепада давления в ответ на плавное или резкое изменение условий добычи, и/или на изменения в общем расходе и/или составе продукта.
2. Способ по п.1, дополнительно содержащий вторую эксплуатационную задвижку, расположенную последовательно и по потоку ниже первой эксплуатационной задвижки, и функционирование второй эксплуатационной задвижки также регулируют системой управления.
3. Способ по п.1, в котором трубопровод для добычи выбирают из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, эксплуатационного трубопровода, стояка и подводного трубопровода.
4. Способ по п.1, согласно которому дополнительно измеряют поток по меньшей мере двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера для получения вторых данных многофазного потока, и используют вторые данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи.
5. Способ по п.1, согласно которому дополнительно измеряют поток по меньшей мере двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера для получения вторых данных многофазного потока и используют вторые данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием третьей эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулирования потока второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи.
6. Способ по п.1, согласно которому система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводе для добычи.
7. Способ по п.1, согласно которому система управления приспособлена для уравновешивания фазового состава в множестве трубопроводов для добычи.
8. Способ по п.1, согласно которому перепад давлений между давлением текучей среды в оборудовании устья скважины и давлением текучей среды в стояке составляет по меньшей мере 2500 фунтов/кв.дюйм (17,2 МПа).
9. Способ регулирования потока текучей среды во множестве трубопроводов для добычи нефти/газа, соединенных с возможностью протекания текучей среды один с другим, согласно которому
соединяют с возможностью протекания текучей среды первую эксплуатационную задвижку с первым оборудованием устья скважины и соединяют с возможностью протекания текучей среды вторую эксплуатационную задвижку со вторым оборудованием устья скважины;
измеряют поток по меньшей мере двух фаз текучей среды в первом и во втором трубопроводе для добычи при применении первого и второго многофазных расходомеров по потоку после первого и второго оборудования устья скважины для получения соответственно первых и вторых данных многофазного потока, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазовый состав потока текучей среды; и
применяют первые и вторые данные многофазных потоков в системе управления для управления функционированием по меньшей мере одной из первой и второй эксплуатационных задвижек для такого увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводах для добычи, чтобы уравновешивать базовый состав между трубопроводами для добычи.
10. Способ по п.9, дополнительно содержащий третью и четвертую эксплуатационные задвижки, при этом третья эксплуатационная задвижка расположена последовательно с первой эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже нее, четвертая эксплуатационная задвижка расположена последовательно со второй эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже нее, и функционирование по меньшей мере третьей и четвертой эксплуатационных задвижек регулируется системой управления.
11. Способ по п.9, в котором по меньшей мере один из трубопроводов для добычи выбран из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, стояка, эксплуатационного трубопровода и подводного трубопровода.
12. Способ по п.9, в котором система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводах для добычи.
13. Фонтанная арматура для добычи нефти/газа, содержащая
первую эксплуатационную задвижку, подсоединенную с возможностью протекания текучей среды между оборудованием устья скважины и трубопроводом для добычи;
многофазный расходомер, соединенный с трубопроводом для добычи, в местоположении по потоку после первой эксплуатационной задвижки, причем многофазный расходомер выполнен с возможностью измерения потока по меньшей мере из двух фаз текучей среды в трубопроводе для добычи; и
систему управления, выполненную с возможностью управления первой эксплуатационной задвижкой для увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводе для добычи и тем самым регулирования потока и/или перепада давления с применением данных, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазный состав потока текучей среды, полученных от многофазного расходомера.
14. Фонтанная арматура по п.13, дополнительно содержащая вторую эксплуатационную задвижку, расположенную последовательно с первой эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже нее, при этом система управления приспособлена также для управления второй эксплуатационной задвижкой.
15. Фонтанная арматура по п.13, дополнительно содержащая второй многофазный расходомер, соединенный со вторым трубопроводом для добычи, при этом система управления приспособлена для получения данных от многофазного расходомера.
16. Фонтанная арматура по п.15, в которой второй трубопровод для добычи также соединен с третьей эксплуатационной задвижкой, при этом система управления приспособлена для регулирования первой и третьей эксплуатационных задвижек.
17. Фонтанная арматура по п.13, в которой трубопровод для добычи выбран из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, эксплуатационного трубопровода, стояка и подводного трубопровода.
18. Фонтанная арматура по п.13, в которой система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводе для добычи.
19. Фонтанная арматура по п.13, в которой оборудование устья скважины представляет собой оборудование устья высокотемпературной и высоконапорной скважины.
Текст
ОБОРУДОВАНИЕ И СПОСОБЫ УЛУЧШЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ОБЪЕМА ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ Рассмотрены системы и способы регулирования объема добычи, в которых один или несколько многофазных расходомеров функционально связаны с трубопроводом для добычи, чтобы предоставить информацию о расходе и о составе для текучей среды в трубопроводе для добычи. Данные от многофазного расходомера затем предоставляются в систему управления,которая использует данные, чтобы управлять функционированием одной или нескольких эксплуатационных задвижек одного или нескольких оборудований устья скважины, которые соединены с возможностью протекания текучей среды с трубопроводом для добычи. Дэйгл Тимоти Пол (US) Медведев В.Н. (RU)(71)(73) Заявитель и патентовладелец: ФЛУОР ТЕКНОЛОДЖИЗ КОРПОРЕЙШН (US) Область техники, к которой относится изобретение Настоящее изобретение относится к устройствам и способам контроля эксплуатационной задвижки с применением данных многофазного расходомера, в частности при подводной добыче газа и нефти. Предпосылки создания изобретения Последние открытия высоконапорных и высокотемпературных запасов нефти и газа в Мексиканском заливе и в Северном море представляют собой серьезное испытание для технологий подводной добычи и, особенно, для регулирования объема добычи. Наиболее существенным является то, что в то время как перепады давления при вводе скважин в эксплуатацию оцениваются как составляющие примерно 5000 фунтов/кв.дюйм (34,5 МПа) или даже выше, можно ожидать существенное уменьшение их со временем. Таким предполагаемым градиентом давления трудно управлять безопасным и экономичным образом при применении технологии, известной в настоящее время. Поэтому, надежные и регулируемые подводные эксплуатационные задвижки важны для решения,по меньшей мере, некоторых проблем, связанных с системами подводной добычи. В большинстве случаев, известных в настоящее время, на подводной фонтанной арматуре устанавливается единственная эксплуатационная задвижка для подводной добычи, которая является основным регулировочным устройством для регулирования дебита продукта из скважины. В зависимости от вида перемещаемой текучей среды (исполнение для работы в кислой/десульфурированной среде) и давления, могут быть выбраны подходящие материалы и оборудование, чтобы улучшить эксплуатационные параметры и долговечность. К сожалению, поскольку перепад давления на задвижке в высоконапорных и высокотемпературных скважинах может быть выше чем 5000 фунтов/кв.дюйм (34,5 МПа), то вероятно быстрое изнашивание или даже отказ задвижки вследствие быстрой эрозии на обрамлении отверстия задвижки, например, при очень малой степени открытия площадь сечения потока сравнительно невелика, и скорость текучих сред высокая. Кроме того, изменения от одной фазы к двум фазам дополнительно способствуют эрозии, абразивному износу и кавитации. Для того чтобы преодолеть, по меньшей мере, некоторые из этих трудностей, может быть применено оборудование с двойными задвижками, как описано в нашей одновременно поданной международной заявке, опубликованной как WO 2008/045381, которая включена посредством ссылки в данный документ. Несмотря на то что такое оборудование и способы выгодным образом улучшают эксплуатацию при сравнительно высоких перепадах давления и увеличивают долговечность задвижек, тем не менее, имеют некоторые недостатки. Например, высокие давления в устье скважины часто требуют измерений конкретного распределения вследствие обширной сети эксплуатационных трубопроводов, стояков и подводных трубопроводов. Например, в Мексиканском заливе эти системы проложены через долины и перепады, которые склоны к образованию пустых мест вследствие повышения давления попутно добываемой воды. В результате,пробковые потоки являются обычными среди этих разработок и часто требуют больших систем ловушек для конденсата. Кроме того, поскольку эффективное дросселирование является критическим для применения высокоинтегрированных систем защиты от превышения давления для подводного трубопровода,обычно требуется, чтобы эксплуатационная задвижка устанавливала давление на входе скважины ниже проектного давления, чтобы предоставлять возможность потока в неустановившемся режиме и предоставлять достаточное время для закрытия клапана указанных систем защиты в случае увеличения давления вследствие засорения. Поскольку системы эксплуатационных задвижек, применяемые в настоящее время, не в состоянии быть восприимчивыми к составу текучей среды и его изменениям, регулирование давления и расхода остается затрудненным при эксплуатации скважины и особенно при эксплуатации подводной скважины. Для того чтобы преодолеть, по меньшей мере, некоторые трудности, связанные с регулированием потока в подводных системах, предпринимались различные попытки. Например, температура и/или давление могут быть измерены в точке выше по течению от места, где образуется пробка, как описано в WO 02/46577. Регулятор с динамической обратной связью затем вычисляет из измерений температуры или давления подходящую установку для выпускного клапана, который расположен в нижнем течении датчика температуры или давления. В качестве альтернативы, пробковый поток регулируютпосредством дроссельного клапана в напорном трубопроводе в верхнем течении газожидкостного сепаратора и дифференциального манометра, который используется для определения наличия и измерения объема пробки в напорном трубопроводе (см., например, патент США 5544672). Аналогичным образом, патент США 7434621 описывает систему с ловушкой для конденсата или фазовым сепаратором, в которой детектор пробок расположен ниже по потоку от места возникновения пробки и выше по потоку от ловушки или сепаратора. При этом компьютерный узел интегрирован в систему трубопроводов и процесс в нижнем течении, чтобы определять тип и объем пробки и прогнозировать время ее поступления в процесс в нижнем течении. Несмотря на то что такие системы будут в некоторых частных случаях предоставлять возможность, по меньшей мере, частичной автоматизации регулирования потока, известные в настоящее время системы склонны к тому, чтобы быть неподходящими для применения в высокотемпературных и высоконапорных скважинах и сложных путях протекания. Кроме того, большинство известных систем управления, используемых для предотвращения или уменьшения пробкового течения, страдают от значительной задержки между измерением и корректирующим действием. Поэтому, несмотря на то что многочисленные конфигурации оборудования и способы регулирования объема добычи известны в данной области техники, все или почти все из них обладают одним или несколькими недостатками. Соответственно, все еще существует потребность в создании улучшенных конфигураций оборудования и способов регулирования объема добычи, и особенно регулирования работы эксплуатационной скважины. Сущность изобретения Настоящее изобретение направлено на системы и способы регулирования объема добычи и, в частности, регулирования объема подводной добычи нефти и газа, где один или несколько многофазных расходомеров функционально связаны с устьем скважины, фонтанной арматурой, эксплуатационным трубопроводом, стояком и/или подводным трубопроводом. Информация о расходе и о составе от многофазного(ых) расходомера(ов) поступает в систему управления, которая сконфигурирована таким образом,чтобы управлять функционированием одной или нескольких эксплуатационных задвижек, соединенных с возможностью протекания текучей среды с устьем скважины, фонтанной арматурой, эксплуатационным трубопроводом, стояком и/или подводным трубопроводом. В одном из вариантов осуществления изобретения способ регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи нефти/газа включает стадию, на которой первая эксплуатационная задвижка соединяется с возможностью протекания текучей среды с оборудованием устья скважины. На другой стадии поток по меньшей мере двух фаз текучей среды измеряется в трубопроводе для добычи (например, трубопроводе устья скважины, трубопроводе фонтанной арматуры, эксплуатационном трубопроводе, стояке и/или подводном трубопроводе) с применением многофазного расходомера для получения данных многофазного потока. На еще одной стадии данные многофазного потока используются в системе управления, чтобы управлять функционированием эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулировать поток текучей среду в трубопроводе для добычи. Наиболее предпочтительно вторая эксплуатационная задвижка расположена последовательно и ниже по потоку по отношению к первой эксплуатационной задвижке, и функционированием второй эксплуатационной задвижки также управляет данная система управления. Также предпочтительно измерять параметры поток, по меньшей мере, двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера, чтобы получать вторые данные многофазного потока, и использовать их в системе управления, чтобы управлять функционированием первой (и/или второй) эксплуатационной задвижки и тем самым регулировать протекание текучей среды в трубопроводе для добычи. В качестве альтернативы или в дополнение, вторые данные многофазного потока могут также быть использованы в системе управления, чтобы управлять функционированием третьей эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулировать поток второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи. Система управления в рассматриваемых способах и системах может быть сконфигурирована таким образом, чтобы эффективно уменьшать пробковый поток в трубопроводе для добычи и/или уравновешивать фазовый состав в множестве трубопроводов для добычи. Хотя это не ограничивает изобретение, обычно предпочтительно, чтобы скважина представляла собой высоконапорную и высокотемпературную скважину, и чтобы давление в устье скважины составляло поэтому по меньшей мере 2500 фунтов/кв.дюйм (17,24 МПа) и более типично по меньшей мере 3500 фунтов/кв.дюйм (24,13 МПа). В другом варианте осуществления изобретения способ регулирования потока текучей среды во множестве трубопроводов для добычи нефти/газа, которые соединены с возможностью протекания текучей среды один с другим, содержат стадию соединения с возможностью протекания текучей среды первой эксплуатационной задвижки с первым оборудованием устья скважины и соединения с возможностью протекания текучей среды второй эксплуатационной задвижки со вторым оборудованием устья скважины, измерения потока по меньшей мере двух фаз текучей среды в первом и во втором трубопроводе для добычи, которые соединены с возможностью протекания текучей среды с первой и со второй эксплуатационными задвижками, при применении первого и второго многофазных расходомеров, чтобы получать первые и вторые данные многофазного потока, применения первых и вторых данных многофазного потока в системе управления, чтобы управлять функционированием по меньшей мере одной из первой и второй эксплуатационных задвижек и, тем самым, регулировать поток текучей среды в трубопроводах для добычи. Наиболее предпочтительно, когда третья и четвертая эксплуатационные задвижки расположены последовательно с первой и второй эксплуатационных задвижек, соответственно, и ниже по потоку относительно них, при этом четвертая эксплуатационная задвижка расположена последовательно со второй эксплуатационной задвижкой и ниже по потоку относительно него, при этом функционирование, по меньшей мере, третьей и четвертой эксплуатационных задвижек регулируется системой управления. В соответствии с изобретением создана также фонтанная арматура для добычи нефти/газа, содержащая первую эксплуатационную задвижку, соединенную с возможностью протекания текучей среды между оборудованием устья скважины и трубопроводом для добычи. Многофазный расходомер функционально связан с трубопроводом для добычи. Рассматриваемые фонтанные арматуры будут дополнительно функционально связаны (например, электронным образом и/или гидравлически) с системой управления, которая сконфигурирована таким образом, чтобы управлять первой эксплуатационной задвижкой с применением данных, полученных от многофазного расходомера. Наиболее предпочтительно арматура включает вторую эксплуатационную задвижку, которая расположена последовательно и ниже по потоку по отношению к первой эксплуатационной задвижке, при этом система управления также сконфигурирована, чтобы обеспечить возможность управления второй эксплуатационной задвижкой. Когда это необходимо, второй многофазный расходомер может быть соединен со вторым трубопроводом для добычи, и система управления может быть сконфигурирована,чтобы принимать данные, полученные от многофазного расходомера. В таком случае, второй трубопровод для добычи может быть дополнительно связан с третьей эксплуатационной задвижкой, и система управления может быть, кроме того, сконфигурирована, чтобы обеспечить возможность регулирования первой и третьей эксплуатационной задвижки. Различные цели, признаки, особенности и преимущества данного изобретения станут более очевидны из приведенного ниже подробного описания предпочтительных вариантов осуществления данного изобретения. Подробное описание Автор изобретения обнаружил, что регулирование объема добычи и, в частности, особенно регулирование объема подводной добычи нефти и газа может быть значительно улучшено в оборудовании и способах, в которых один или несколько многофазных расходомеров используются в качестве датчика(ов), чтобы предоставлять в реальном режиме времени данные, представляющие собой расход и фазовый состав в трубопроводе для добычи (например, трубопроводе устья скважины, трубопроводе фонтанной арматуры, эксплуатационном трубопроводе, стояке и/или подводном трубопроводе). Данные, полученные таким образом, затем передаются в систему управления, которая сконфигурирована для управления функционированием одной или нескольких эксплуатационных задвижек, которые соединены с возможностью протекания текучей среды с трубопроводом для добычи. В наиболее предпочтительных вариантах узел управления будет управлять функционированием двух или более эксплуатационных задвижек и/или принимать данные от двух или более многофазных расходомеров двух или более отдельных трубопроводов для добычи. Возможно управление функционированием одной или нескольких эксплуатационных задвижек автоматическим образом с применением данных от одного или нескольких многофазных расходомеров таким образом, чтобы обеспечить возможность регулирования расхода и/или перепада давления в ответ на непрерывное или внезапное изменение условий добычи, и, в частности, на изменения в общем расходе и/или составе продукта. В одном из наиболее предпочтительных вариантов способа регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи нефти/газа, первая эксплуатационная задвижка соединяется с возможностью протекания текучей среды с оборудованием устья скважины (например, посредством соединения с фонтанной арматурой, связанной с оборудованием устья скважины). Многофазный расходомер затем используется, чтобы измерять расход по меньшей мере двух (и более типично трех) фаз текучей среды в трубопроводе для добычи. Не ограничивая изобретение, обычно предпочтительно, чтобы данные измерения выполнялись непрерывно или при сравнительно коротких интервалах (например, в пределах секунд и менее предпочтительно минут). Результаты измерений обычно предоставляются в виде необработанных или сжатых данных многофазного потока и передаются в одну или несколько систем управления,которые затем используют данные многофазного потока, чтобы управлять функционированием эксплуатационной задвижки, регулируя тем самым поток текучей среды в трубопроводе для добычи. Также обычно предпочтительно (и особенно там, где скважина представляет собой высокотемпературную и высоконапорную скважину), что вторая эксплуатационная задвижка соединена с возможностью протекания текучей среды с эксплуатационным трубопроводом. Наиболее типично, что вторая эксплуатационная задвижка расположена последовательно и ниже по потоку относительно первой эксплуатационной задвижки, и функционирование второй эксплуатационной задвижки также регулируется системой управления. Следует заметить, что вышеописанные конфигурации оборудования и способы обеспечивают возможность точного регулирования, обычно в реальном режиме времени (например, измерение и корректирующее действие в пределах менее чем 1 мин, более типично менее чем 10 с), расхода и давления продукта в трубопроводе для добычи на основании фазового состава и расхода, которое ранее не могло быть реализовано при применении обычной сенсорной техники. Кроме того, наряду с тем, что рассматриваемые конфигурации оборудования и способы могут быть реализованы в виде одной эксплуатационной задвижки, предпочтительно, чтобы дополнительные трубопроводы для добычи и многофазные измерители были функционально связаны с первой эксплуатационной задвижкой и расходомером. Например, предусматривается измерение потока по меньшей мере двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера, чтобы получить вторые данные о многофазном потоке. Полученные таким образом вторые данные о многофазном потоке затем используются в системе управления (или второй системе управления), чтобы управлять функционированием эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулировать поток текучей среды в трубопроводе для добычи. В качестве альтернативы или в дополнение, расходы по меньшей мере двух фаз второй текучей среды могут быть измерены во втором трубопроводе для добычи с применением второго много-3 022511 фазного расходомера, чтобы получить вторые данные о многофазном потоке, при этом вторые данные о многофазном потоке используются в системе управления (или второй системе управления), чтобы управлять функционированием третьей эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулировать поток второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи. Таким образом, что расход и анализ фазового состава текучей среды в одном трубопроводе может быть использован для контроля дебита другой текучей среды во втором трубопроводе, что особенно выгодно в случае сравнительно сложных промыслов газа и нефти с множеством трубопроводов для добычи, соединенных с возможностью протекания текучей среды. В другом предпочтительном варианте, когда множество трубопроводов для добычи имеется на нефтяном или газовом месторождении, несколько многофазных расходомеров может быть использовано под контролем одной или нескольких систем управления. Такие конфигурации оборудования и способы могут также быть использованы для регулирования потока текучей среды во множестве трубопроводов для добычи нефти/газа (которые обычно соединены с возможностью протекания текучей среды один с другим). В таком случае, обычно предпочтительно соединять с возможностью протекания текучей среды первую эксплуатационную задвижку с первым оборудованием устья скважины и соединять с возможностью протекания текучей среды вторую эксплуатационную задвижку со вторым оборудованием устья скважины. Расход по меньшей мере двух фаз текучей среды в первом и втором трубопроводах для добычи затем измеряется при применении первого и второго многофазных расходомеров, чтобы получить соответствующие первые и вторые данные многофазного потока. Первые и вторые данные многофазного потока затем используются в системе управления, чтобы управлять функционированием первой и/или второй эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулировать поток текучей среды в трубопроводах для добычи. Обычно предпочтительно в таких конфигурациях оборудования и способах, чтобы третья эксплуатационная задвижка была расположена последовательно и ниже по потоку по отношению к первой эксплуатационной задвижке, и чтобы четвертая эксплуатационная задвижка была расположена последовательно со второй эксплуатационной задвижкой и ниже по потоку относительно нее, и функционирование, по меньшей мере, третьей и четвертой эксплуатационных задвижек регулировалось системой управления. Автор изобретения также предлагает фонтанную арматуру для добычи нефти/газа (или другую структуру оборудования устья скважины), которая имеет первую эксплуатационную задвижку, которая соединена с возможностью протекания текучей среды между оборудованием устья скважины и трубопроводом для добычи, и многофазный расходомер соединен с трубопроводом для добычи и/или оборудованием устья скважины. Рассматриваемые структуры дополнительно функционально связаны с системой управления, которая сконфигурирована таким образом, чтобы управлять первой эксплуатационной задвижкой с применением данных, полученных от многофазного расходомера. Как уже было отмечено выше, предпочтительно, чтобы вторая эксплуатационная задвижка была соединена с возможностью протекания текучей среды с первой эксплуатационной задвижкой ниже по потоку относительно нее, и при этом система управления была дополнительно сконфигурирована таким образом, чтобы обеспечивать регулирование второй эксплуатационной задвижки. Аналогичным образом,предпочтительно, чтобы второй многофазный расходомер был соединен со вторым трубопроводом для добычи, и при этом система управления была сконфигурирована таким образом, чтобы принимать данные, полученные от многофазного расходомера. В качестве дополнения или альтернативы второй трубопровод для добычи может также быть связан с третьей эксплуатационной задвижкой, и система управления может быть сконфигурирована, чтобы обеспечить возможность регулирования первой и третьей эксплуатационной задвижки. В отношении системы управления обычно предполагается, что система управления будет принимать данные по меньшей мере от одного многофазного расходомера, и эти данные представляют расход для конкретной фазы и фазовый состав потока текучей среды (например, указывают долю по меньшей мере двух фаз). Наиболее распространенные фазы будут включать жидкие углеводороды, газообразные углеводороды (и сопутствующие газы, такие как CO2, H2S и т.п.), попутно добываемая вода и песок. Подходящие системы управления обычно включают один или несколько компьютеров или других устройств для обработки цифровых сигналов (например, программируемый логический контроллер),которые сконфигурированы/запрограммированы таким образом, что обеспечивают возможность для системы управления приема данных от одного или нескольких многофазных расходомеров, и предоставления непосредственным или косвенным образом (например, посредством гидравлического регулятора) управляющих сигналов в одну или несколько эксплуатационных задвижек, с тем чтобы регулировать функционирование эксплуатационных задвижек. В типичной системе управления сигнал в эксплуатационную задвижку генерируется при существенном изменении в фазовом составе текучей среды и/или существенном изменении в расходе текучей среды. В наиболее типичных вариантах осуществления системы управления (например, компьютерной системы на базе UNIX или WINDOWS) будут применяться эмпирические или теоретические модели для надлежащей динамики жидкостей и газов и/или оптимизированного протекания продукта. Например, когда многофазный расходомер предоставляет данные, которые указывают на увеличение доли попутно добываемой воды, узел управления может быть запрограм-4 022511 мирован или сконфигурирован иным образом, чтобы посылать управляющий сигнал к эксплуатационной задвижке, чтобы уменьшить или даже прекратить протекание через эксплуатационную задвижку. С другой стороны, когда многофазный расходомер одного трубопровода предоставляет данные, которые указывают на уменьшенный общий расход, узел управления может быть запрограммирован или сконфигурирован иным образом, чтобы посылать управляющий сигнал к эксплуатационной задвижке другого трубопровода для добычи, чтобы увеличить поток через эту эксплуатационную задвижку. В отношении передачи данных от многофазного(ых) расходомера(ов) и пересылки управляющего сигнала к эксплуатационной задвижке или промежуточному узлу следует заметить, что все известные способы передачи и/или пересылки данных считаются подходящими для использования в данном изобретении. Например, подходящие способы передачи и/или пересылки данных включают передачу посредством электрического сигнала в сигнальной линии, оптического сигнала в оптическом волокне, радиосигнала в одном или нескольких радиочастотных каналах и т.п. Естественно, следует принимать во внимание, что рассматриваемые конфигурации оборудования и способы могут включать несколько систем управления, которые могут функционировать индивидуальным или взаимосвязанным образом (например, две системы управления или более соединены непосредственным образом и/или координируются главной системой управления). Поэтому, следует понимать, что особенно предпочтительная система управления будет сконфигурирована, чтобы уменьшать пробковое течение в трубопроводе(ах) для добычи и/или уравновешивать фазовый состав в множестве трубопроводов для добычи. Также предполагается, что системы управления являются предпочтительно (однако не обязательно) надводными, и будут принимать данные посредством каналов для передачи данных, как рассмотрено выше. Управляющий(е) сигнал(ы) для эксплуатационной(ых) задвижки(ек) затем передается к задвижкам обычным образом (например, электронным или гидравлическим). В данной области техники известны многочисленные способы управления эксплуатационными задвижками, и подходящие способы описаны в WO 99/47788 и патентах США 6988554, 6575237 и 6567013. Предпочтительно, чтобы трубопроводы для добычи представляют собой эксплуатационные трубопроводы, стояки и/или подводные трубопроводы, другие подходящие трубопроводы для добычи включают трубопроводы устья скважины, трубопроводы фонтанной арматуры и даже ловушки для конденсата. Поэтому рассматриваемые конфигурации оборудования и способы будут типично реализовываться в оборудовании устья скважины и наиболее типично в оборудовании устья высоконапорной и высокотемпературной скважины (например, имеющей температуру текучей среды по меньшей мере 200F (93C),более типично по меньшей мере 250F (121C), и наиболее типично по меньшей мере 300F (149C), в то время как перепад давлений между текучей средой в оборудовании устья скважины и давлением в стояке будет составлять 2000 фунтов/кв.дюйм (13,8 МПа) или выше, более типично 3500 фунтов/кв.дюйм (24,1 МПа) или выше и наиболее типично 5000 фунтов/кв.дюйм (34,5 МПа) или выше). Предпочтительно, чтобы эксплуатационная задвижка представляла собой эксплуатационную задвижку для подводной добычи, имеющую шток, который подвижен по отношению к цилиндру, имеющему множество отверстий или каналов, чтобы регулировать поток текучей среды. Соответственно, все известные и коммерчески доступные эксплуатационные задвижки для подводной добычи являются подходящими для использования в данном изобретении, и выбор конкретной задвижки будет зависеть от объема добычи и давления. Поэтому, подходящие эксплуатационные задвижки для подводной добычи включают те из них, в которых дисковые пакеты обеспечивают извилистый путь для продукта, те, в которых последовательность концентрических втулок определяет пути протекания, и особенно те, что спроектированы для проявления повышенного сопротивления износу на протяжении длительного периода функционирования. В зависимости от конкретной эксплуатационной задвижки и системы управления,эксплуатационная задвижка может регулироваться посредством гидравлического, пневматического и электрического приведения в действие. Примеры подходящих эксплуатационных задвижек для подводной добычи описаны в WO 2007/074342 и патентах США 4589493, 4938450, 5018703, 6105614 и 6701958. Несмотря на то что расположение первой и второй эксплуатационных задвижек может варьироваться существенным образом, предпочтительно, чтобы эксплуатационные задвижки были установлены на узлах, которые расположены на морском дне. Соответственно, наряду с другими возможными вариантами предусматривается, что первая задвижка смонтирована на фонтанной арматуре. В этом случае, вторая эксплуатационная задвижка может быть установлена последовательно с первой эксплуатационной задвижкой на той же самой фонтанной арматуре и ниже по потоку от первой эксплуатационной задвижки, чтобы принимать поток, давление которого понижено. В качестве альтернативы, вторая эксплуатационная задвижка может также быть установлена выше по потоку от стояка, и наиболее предпочтительно от основания стояка. Поэтому, подходящие места расположения второй эксплуатационной задвижки включают эксплуатационный манифольд, опорную плиту/манифольд выкидной линии. Однако наиболее предпочтительные места расположения включают фонтанную арматуру, перепускной трубопровод скважины, перепускной трубопровод выкидной линии и/или узлы на конце трубопровода (например,окончании трубопровода или концевом манифольде трубопровода. Среди других преимуществ, следует заметить, что рассматриваемые системы и способы будут оптимизировать добычу, учитывая улучшен-5 022511 ные эксплуатационные параметры/срок службы задвижки, минимизировать применение оборудования с большой площадью основания (например, ловушек для конденсата), и улучшить осведомленность о добыче посредством сбора данных о дебите в реальном режиме времени. Кроме того, рассматриваемые системы и способы будут также обеспечивать более безопасное функционирование оборудования высокого давления и более эффективные тестирование и диагностику скважины. Аналогичным образом, место расположения многофазного расходомера может существенно варьироваться и будет обычно по меньшей мере частично зависеть от типа трубопровода для добычи, места расположения и/или (подводной) местности. Однако предпочтительно, чтобы многофазный расходомер находился близко к фонтанной арматуре и наиболее предпочтительно был соединен с фонтанной арматурой. В качестве альтернативы один или несколько многофазных расходомеров могут также находиться вблизи или быть соединенными с манифольдом выкидной линии или основанием стояка. Существуют многочисленные многофазные расходомеры, известные в данной области техники, которые являются подходящими для применения в данном изобретении. Однако наиболее подходящие многофазные расходомеры должны функционировать в подводной окружающей среде. Например, подходящие многофазные расходомеры описаны в заявке на патент США 2006/0247869 А 1, WO 2009/049315 A1 и патенте США 6993979 В 2. Наряду с тем, что конкретное расположение задвижек, системы управления и многофазного расходомера не является критическим для изобретения, обычно предпочтительно, чтобы "интеллектуальная задвижка" была спроектирована с "универсальной" опорной поверхностью, с тем, чтобы использовать любую конструкцию поставляемого измерительного прибора и любую систему дросселирования. Также дополнительно должно быть оценено то, что "интеллектуальная задвижка" будет обеспечивать распознавание встроенных условий в производственной сети и также предоставлять подходящее противодействие изменениям целостного протекания через систему добычи таким образом, чтобы оптимизировать добычу из продуктового пласта, защиту потока и эксплуатационные параметры продуктового пласта. Следовательно, должно быть оценено то, что рассматриваемые системы и способы выгодным образом предоставляют динамический отклик в режиме реального времени на данные, поставляемые одним или несколькими многофазными расходомерами, с тем, чтобы эффективно контролировать и регулировать эксплуатационные параметры задвижки. С другой точки зрения, рассматриваемые системы управления будут предоставлять систему интерфейса в реальном масштабе времени, чтобы предоставлять возможность автоматизированного программирования системы дросселирования, спроектированной со способностью к обеспечению надежного функционирования задвижек. В качестве такового, применение программируемой системы управления может служить в качестве "мозга" системы. Кроме того, применение выходного сигнала многофазного расходомера для регулирования функционирования задвижек в качестве "интеллектуальной задвижки" должно предоставлять максимальные дебиты пластового резервуара с повышенной надежностью и безопасностью. Следует также оценивать то, что динамические многофазные измерения в реальном режиме времени, связанные с двойной подводной задвижкой, могут быть использованы для распределения давления,чтобы защитить задвижки и улучшить и оптимизировать добычу из пластового резервуара. Поскольку подводный многофазный расходомер предоставляет наиболее динамическое измерение при выполнении подводных измерений, то полученные таким образом данные будут предоставлять наилучший метод измерения/обратной связи для регулирования системы задвижки. Такая система будет затем уменьшать или даже устранять встраивание пробок (например, от попутно добываемой воды в системах подводной добычи) и другие нерегулярности потока, чтобы приспосабливать профиль добычи в пластовом резервуаре к оптимальной кривой производительности, которая может быть сравнена с анализом давлениеобъем-температура и предварительно установленными давлениями и конкретной фазовой диаграммой для скважины. Эти и другие преимущества улучшают экономические аспекты (например, вследствие уменьшения вмешательства, заменяющего задвижки) и время отбора, и уменьшают опасность для персонала и оборудования во время выхода из строя. Следует заметить, что рассматриваемые конфигурации оборудования и способы не будут требовать специальной или новой технологии, а могут использовать существующую в настоящее время технологию задвижек. Кроме того, следует заметить, что применение последовательных задвижек для подводной добычи, особенно когда они функционируют на устье скважины или вблизи него, будет существенно способствовать функционированию на протяжении всего периода эксплуатации подводной скважины. Таким образом, были раскрыты конкретные варианты осуществления и применения способов регулирования подводной добычи. Специалистам в данной области техники должно быть очевидно, что возможны многие другие модификации, помимо тех, что уже описаны, без отклонения от представленных здесь идей изобретения. Предмет изобретения поэтому не является ограниченным, за исключением того,что он находится в рамках приложенной формулы изобретения. Кроме того, при интерпретировании как описания, так и формулы изобретения, все термины должны интерпретироваться наиболее широким образом в соответствии с контекстом. В частности, термины "содержит" и "содержащий" должны интерпретироваться как относящиеся к элементам, компонентам или стадиям неисключительным образом,-6 022511 указывающие, что элементы, компоненты или стадии, на которые делается ссылка, могут присутствовать или использоваться, или же объединяться с другими элементами, компонентами или стадиями, которые не указаны явным образом. Кроме того, когда определение или применение термина в ссылке, которая включена в данный документ, является несовместимым или противоположным определению, в соответствии с которым термин представлен в данном документе, применяется определение этого термина,представленное в данном документе, и определение этого термина в ссылке не применяется. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи нефти/газа, согласно которому подсоединяют по текучей среде первую эксплуатационную задвижку к оборудованию устья скважины; измеряют поток по меньшей мере из двух фаз текучей среды в трубопроводе для добычи по потоку после оборудования устья скважины с применением многофазного расходомера для получения данных многофазного потока, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазовый состав потока текучей среды; и применяют данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием эксплуатационной задвижки для такого увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводе для добычи, чтобы обеспечить регулирование расхода и/или перепада давления в ответ на плавное или резкое изменение условий добычи, и/или на изменения в общем расходе и/или составе продукта. 2. Способ по п.1, дополнительно содержащий вторую эксплуатационную задвижку, расположенную последовательно и по потоку ниже первой эксплуатационной задвижки, и функционирование второй эксплуатационной задвижки также регулируют системой управления. 3. Способ по п.1, в котором трубопровод для добычи выбирают из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, эксплуатационного трубопровода, стояка и подводного трубопровода. 4. Способ по п.1, согласно которому дополнительно измеряют поток по меньшей мере двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера для получения вторых данных многофазного потока, и используют вторые данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулирования потока текучей среды в трубопроводе для добычи. 5. Способ по п.1, согласно которому дополнительно измеряют поток по меньшей мере двух фаз второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи с применением второго многофазного расходомера для получения вторых данных многофазного потока и используют вторые данные многофазного потока в системе управления для управления функционированием третьей эксплуатационной задвижки и, тем самым, регулирования потока второй текучей среды во втором трубопроводе для добычи. 6. Способ по п.1, согласно которому система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводе для добычи. 7. Способ по п.1, согласно которому система управления приспособлена для уравновешивания фазового состава в множестве трубопроводов для добычи. 8. Способ по п.1, согласно которому перепад давлений между давлением текучей среды в оборудовании устья скважины и давлением текучей среды в стояке составляет по меньшей мере 2500 фунтов/кв.дюйм (17,2 МПа). 9. Способ регулирования потока текучей среды во множестве трубопроводов для добычи нефти/газа, соединенных с возможностью протекания текучей среды один с другим, согласно которому соединяют с возможностью протекания текучей среды первую эксплуатационную задвижку с первым оборудованием устья скважины и соединяют с возможностью протекания текучей среды вторую эксплуатационную задвижку со вторым оборудованием устья скважины; измеряют поток по меньшей мере двух фаз текучей среды в первом и во втором трубопроводе для добычи при применении первого и второго многофазных расходомеров по потоку после первого и второго оборудования устья скважины для получения соответственно первых и вторых данных многофазного потока, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазовый состав потока текучей среды; и применяют первые и вторые данные многофазных потоков в системе управления для управления функционированием по меньшей мере одной из первой и второй эксплуатационных задвижек для такого увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводах для добычи, чтобы уравновешивать базовый состав между трубопроводами для добычи. 10. Способ по п.9, дополнительно содержащий третью и четвертую эксплуатационные задвижки,при этом третья эксплуатационная задвижка расположена последовательно с первой эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже не, четвертая эксплуатационная задвижка расположена последовательно со второй эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже не, и функционирование по меньшей мере третьей и четвертой эксплуатационных задвижек регулируется системой управления. 11. Способ по п.9, в котором по меньшей мере один из трубопроводов для добычи выбран из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, стояка, эксплуатационного трубопровода и подводного трубопровода. 12. Способ по п.9, в котором система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводах для добычи. 13. Фонтанная арматура для добычи нефти/газа, содержащая первую эксплуатационную задвижку, подсоединенную с возможностью протекания текучей среды между оборудованием устья скважины и трубопроводом для добычи; многофазный расходомер, соединенный с трубопроводом для добычи, в местоположении по потоку после первой эксплуатационной задвижки, причем многофазный расходомер выполнен с возможностью измерения потока по меньшей мере из двух фаз текучей среды в трубопроводе для добычи; и систему управления, выполненную с возможностью управления первой эксплуатационной задвижкой для увеличения, уменьшения или прекращения потока текучей среды в трубопроводе для добычи и тем самым регулирования потока и/или перепада давления с применением данных, представляющих скорость потока определенной фазы и представляющих фазный состав потока текучей среды, полученных от многофазного расходомера. 14. Фонтанная арматура по п.13, дополнительно содержащая вторую эксплуатационную задвижку,расположенную последовательно с первой эксплуатационной задвижкой и по потоку ниже не, при этом система управления приспособлена также для управления второй эксплуатационной задвижкой. 15. Фонтанная арматура по п.13, дополнительно содержащая второй многофазный расходомер, соединенный со вторым трубопроводом для добычи, при этом система управления приспособлена для получения данных от многофазного расходомера. 16. Фонтанная арматура по п.15, в которой второй трубопровод для добычи также соединен с третьей эксплуатационной задвижкой, при этом система управления приспособлена для регулирования первой и третьей эксплуатационных задвижек. 17. Фонтанная арматура по п.13, в которой трубопровод для добычи выбран из группы, состоящей из трубопровода устья скважины, трубопровода фонтанной арматуры, эксплуатационного трубопровода,стояка и подводного трубопровода. 18. Фонтанная арматура по п.13, в которой система управления приспособлена для уменьшения пробкового потока в трубопроводе для добычи. 19. Фонтанная арматура по п.13, в которой оборудование устья скважины представляет собой оборудование устья высокотемпературной и высоконапорной скважины.
МПК / Метки
МПК: E21B 43/00
Метки: способы, регулирования, подводной, объема, добычи, улучшенного, оборудование
Код ссылки
<a href="https://eas.patents.su/9-22511-oborudovanie-i-sposoby-uluchshennogo-regulirovaniya-obema-podvodnojj-dobychi.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Оборудование и способы улучшенного регулирования объема подводной добычи</a>
Предыдущий патент: Способ детектирования проблем произвольного доступа для множества компонентных несущих частот
Следующий патент: Производные сульфамоилфенил-уреидо-бензамидина в качестве противомалярийных агентов
Случайный патент: Ингибиторы ns-3 сериновой протеазы hcv