(11)	022511 (13) B1	Разделы: A B C D E F G H
(21)	201170835
(22)	2009.12.16
(51)	E21B 43/00 (2006.01)
(31)	61/138,257
(32)	2008.12.17
(33)	US
(43)	2011.12.30
(86)	PCT/US2009/068227
(87)	WO 2010/077932 2010.07.08
(71)	(73) ФЛУОР ТЕКНОЛОДЖИЗ КОРПОРЕЙШН (US)
(72)	Дэйгл Тимоти Пол (US)
(74)	Медведев В.Н. (RU)
(54)	ОБОРУДОВАНИЕ И СПОСОБЫ УЛУЧШЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ОБЪЕМА ПОДВОДНОЙ ДОБЫЧИ

(57) 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.