EA011962B1 - Система и способ для борьбы с образованием пробок в трубопроводе - Google Patents

Abstract

В изобретении раскрыты способ и система для борьбы с образованием жидкостных и газовых пробок в трубопроводе (120). В различных вариантах выполнения изобретения нагнетающее устройство (104) вводит снижающий поверхностное натяжение жидкости агент, такой как пенообразователь, в трубопровод выше по направлению потока его верхней точки. Для регулирования работы нагнетающего устройства может быть использован блок управления. В некоторых конструкциях блок (208) управления регулирует введение агента на основе измеренных интересующих параметров. В вариантах выполнения, в которых в блоке управления используют результаты измерений температуры, вдоль трубопровода располагают один или более датчики (132) температуры. В блоке управления результаты измерений температуры используют для определения того, поддерживаются ли заданные условия или образовывается жидкостная или газовая пробка.

Description

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к борьбе с газовыми или жидкостными пробками и, в частности, к борьбе с газовыми или жидкостными пробками в морских трубопроводах.

Уровень техники

Трубопроводы широко используют в различных областях промышленности для транспортировки больших количеств материалов с одного места на другое. Различные типы флюидов (текучих сред), таких как нефть и/или газ, а также частички и другие небольшие твердые вещества, взвешенные в флюидах, с использованием трубопроводов подземного залегания транспортируют дешево и эффективно. Трубопроводы могут быть подземного залегания, подводные, проложенные по поверхности земли и даже подвешенные над землей. По подводным трубопроводам передается особенно большое количество нефтегазовых продуктов, необходимых для энергетических отраслей промышленности, часто под огромным давлением, при низких температурах и с большим расходом.

По подводным или морским трубопроводам обычно транспортируют пластовые флюиды из одной или более подводных скважин. Эти пластовые флюиды могут быть, но не ограничиваться этим, газом, жидкостью, эмульсией, суспензией и/или потоком твердых частиц с характеристиками текучести, аналогичными потоку жидкости. Поток может быть однофазной, двухфазной или даже трехфазной смесью. Таким образом, добываемый флюид может представлять собой не твердотельную среду, содержащую вплоть до трех фаз: углеводороды, водяные растворы и газ. Добываемый флюид может включать твердые частицы, некоторые из которых поступают как таковые из скважины, а другие выпадают в осадок при изменениях температуры, давления или состава добываемого флюида.

Морские трубопроводы, в частности, трубопроводы, проложенные от подводных эксплуатационных скважин к промысловому отгрузочному оборудованию и обычно называемые подводными трубопроводами, могут быть особенно подвержены образованию пробок. Подводные трубопроводы могут простираться вдоль морского дна на тысячи футов. Во многих случаях подводные трубопроводы могут залегать на глубине в несколько тысяч футов под водной поверхностью, что в свою очередь требует наличия вертикального участка или стояка такой же высоты для связи подводной магистрали с надводным хранилищем. Этот стояк может создавать значительное гидростатическое давление в морском подводном трубопроводе.

При добыче углеводородного газа, такого как природный газ, конденсат, захваченный газом, может накапливаться в нижних точках или седловинах, возникающих вдоль подводного трубопровода в местах неровностей морского дна, и/или у низа или основания стояка. Конденсат может состоять из жидких углеводородов или воды. В любом случае конденсат может расти в размере, образуя жидкостную пробку.

Во многих случаях жидкостная пробка может увеличиться до размеров, при которых она частично или полностью перекрывает канал потока в подводном трубопроводе или стояке, что в обоих случаях прерывает поток газа к добывающему оборудованию. Пробки в подводном трубопроводе могут привести к неоднородности градиента давления по сечению подводного трубопровода, что в свою очередь может значительно уменьшить дебет добычи. Более того, жидкостные пробки, попавшие в стояк, ускоряются при движении в направлении верхнего конца стояка из-за роста давления в частично или полностью перекрытом подводном трубопроводе или стояке. Кроме того, должно быть принято во внимание, что за этой движущейся с большой скоростью жидкостной пробкой следует газ под высоким давлением или газовая пробка. Внезапный выброс этих жидкостных и газовых пробок, которые могут чередовать друг друга, может представлять серьезную угрозу для находящихся на поверхности оборудования и персонала.

В других случаях образование пиков или верхних точек вдоль такого подводного трубопровода может создать условия для скопления газовой компоненты добываемого флюида. В некоторых случаях газ образует пузырь или пузыри, разрастающиеся в размере у верхних точек. Можно понять, что газовый пузырь может до некоторой степени ограничить площадь поперечного сечения потока у верхних точек, что в свою очередь может привести к нежелательному уменьшению дебета и/или росту противодавления на пласт. Другая проблема возникает, когда газовый пузырь отрывается от верхней точки и движется по трубопроводу. Относительно высокое гидростатическое давление в морском подводном трубопроводе и стояке может привести к значительному сжатию газовой пробки. При движении газовой пробки вверх по стояку к поверхности гидростатическое давление постепенно снижается, что приводит к снижению давления газа и увеличению размеров пробки. В некоторых случаях газовые пробки, имеющие размеры в несколько сантиметров в подводном трубопроводе, могут расшириться при достижении поверхности до размеров в диаметре в несколько метров, что может вызвать дополнительные нагрузки на поверхностное оборудование или даже его разрушение.

Обычно в надводном промысловом оборудовании для борьбы с эффектами, связанными с жидкостными или газовыми пробками, используют уравнительные резервуары, уловители пробок и другие устройства. Такие устройства могут занимать место на палубе поверхностного добывающего оборудования. Однако, как правило, пространство на палубе морской установки или аналогичного промыслового оборудования строго ограничено. Кроме того, газовые пробки могут вызвать коррозию трубопроводов, а также затруднить проведение антикоррозионных мероприятий. Поэтому было бы желательно для рабо

- 1 011962 тающих трубопроводов создать возможности снижения или устранения образования жидкостных или газовых пробок без использования сложного поверхностного оборудования, занимающего пространство на палубе.

Настоящее изобретение направлено на решение этой задачи и на устранение других недостатков, присущих предшествующему уровню техники.

Краткое изложение сущности изобретения

В настоящем изобретении предложены система и способ для минимизации риска образования пробок в трубопроводах при эксплуатации наземных или подводных нефтяных скважин. В одном из вариантов выполнения для предотвращения или уменьшения возможности образования жидкостных или газовых пробок в трубопроводе в него вводят средство снижения поверхностного натяжения жидкости, такое как пенообразователь. Пенообразователь взаимодействует с двухфазным добываемым флюидом, который мож:ет содержать, а может не содержать твердые частицы, и существенно снижает размер жидкостной или газовой пробки, минимизируя тем самым возможность образования пробок в трубопроводе или в стояке. Приведенная в качестве примера система может содержать баки для хранения одного или более пенообразователей и одно или более перекачивающие устройства для ввода или нагнетания пенообразователя (пенообразователей) в устье подводной скважины, в ствол подводной скважины или в подводный трубопровод, идущий от одной или более скважин.

В различных вариантах выполнения в системе проводится мониторинг в одном или более местах вдоль подводного трубопровода для определения того, имеются ли газовая или жидкостная пробка и/или условия, приводящие к образованию газовой или жидкостной пробки. На основе такого определения система вводит в добываемый флюид соответствующий пенообразователь. В одном из вариантов система содержит датчики, размещенные вдоль подводного трубопровода, проходящего от подводной скважины. По меньшей мере один блок управления запрограммирован на регулирование работы нагнетающего устройства по результатам измерений. Например, контроллер может вводить в добываемый флюид растворимый в нефти пенообразователь, когда результаты измерений показывают образование пробки из жидкого углеводорода или пузыря в некоторой точке подводного трубопровода, например в одной из нижних точек. Датчики могут измерять такие интересующие параметры, как давление, температуру, расход и нагрузку на стенку трубопровода или ее деформацию. В соответствии с одним из аспектов изобретения в блоке управления для регулирования процесса ввода пенообразователя используют программы или алгоритмы с динамически обновляемыми моделями. Тем самым создается система с замкнутым регулированием, в которой статические или динамические модели могут использоваться для мониторинга и регулирования процесса введения пенообразователя.

Дополнительные признаки изобретения будут описаны далее.

Краткое описание чертежей

Для детального понимания настоящего изобретения необходимо обратиться к нижеследующему подробному описанию вариантов выполнения, данному со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых одним и тем же элементам соответствуют одинаковые ссылочные номера, и на которых на фиг. 1 схематически показано морское добывающее оборудование с системой ввода пенообразователя и мониторинга, выполненной в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения;

на фиг. 2 - система ввода пенообразователя и мониторинга, выполненная в соответствии с одним из вариантов настоящего изобретения; и на фиг. 3 - поперечное сечение подводного трубопровода в верхней точке для случая использования одного из вариантов настоящего изобретения.

Подробное описание предпочтительного варианта выполнения изобретения

В настоящее изобретение входят устройства, системы и способы, обеспечивающие кольцевой режим течения потока в трубопроводе или подводном трубопроводе за счет минимизации образования пробок. В одном из вариантов трубопровод представляет собой подводный трубопровод, являющийся элементом нефтегазового оборудования для добычи, хранения и транспортировки, в который входит погрузочная система, такая как система, построенная на основе буя или платформы. Добываемые продукты обычно поступают от подводных скважин к манифольду, от которого по подводному трубопроводу добываемый флюид подается к бую или платформе для дальнейшей транспортировки. Такие подводные продуктопроводы состоят из металлических труб, иногда снабженных распределенными по длине продуктопровода промежуточными поплавковыми устройствами, придающими соответствующий профиль или конфигурацию трубопроводу для избежания возникновения избыточных нагрузок, связанных с весом подводного трубопровода. В другом варианте трубопровод является наземным трубопроводом, в который поступает поток продукта от находящегося на поверхности устья скважины или другого источника.

Устройства, системы и способы по настоящему изобретению могут быть использованы в любом трубопроводе как наземном, так и подводном. В качестве примеров приведены варианты использования в подводных трубопроводах, когда большая глубина прокладки трубопровода может сделать его относительно недоступным и когда трубопроводы содержат приемную или вертикальную часть, в которой возникает существенное давление. Такой трубопровод показан на фиг. 1.

- 2 011962

На фиг. 1 схематически показано приведенное в качестве примера морское оборудование 100 добычи углеводородов, предназначенное для отбора таких углеводородов, как нефть и газ, от одной или более подводных скважин 102. В одном из вариантов выполнения настоящего изобретения система 104 борьбы с пробками связана с оборудованием 100, расположенным на водной поверхности 106. Система 104 обслуживает одну или несколько подводных эксплуатационных скважин 102 на морском дне 108. Обычно каждая скважина 102 имеет устье 112 скважины и соответствующее оборудование, размещенное над стволом 114 скважины, проходящим через подземный продуктивный слой 116. Добываемый флюид через трубопровод 120 подается в расположенное на поверхности хранилище, такое как надводное добывающее оборудование 100, или в отдельное устройство, такое как подводное хранилище и/или оборудование для переработки (не показаны). Флюид может доставляться к надводному добывающему оборудованию 100 в необработанном виде или после обработки, по меньшей мере частичной, в установке обработки добываемого флюида (не показана). Трубопровод 120 проходит непосредственно от устья 112 скважины или от манифольда (не показан), в который поступает поток продукта от нескольких устьев 112 скважин.

Подводный трубопровод 120 имеет одну или более верхних (приподнятых) точек 122, одну или более нижних (опущенных) точек 123 и вертикальную часть или стояк 124, заканчивающуюся у добывающего оборудования 100. Как было рассмотрено ранее, пробки могут образовываться у верхних точек 122, у нижних точек 123, расположенных по длине подводного трубопровода, или у стояка 124 или вблизи него. Система для борьбы с пробками уменьшает возможность возникновения и/или уничтожает жидкостные или газовые пробки за счет селективного введения агента (вещества), снижающего поверхностное натяжение, в подводный трубопровод 120 или в скважину 102. Агент эффективно превращает двухфазный поток промыслового флюида, содержащий, например, жидкость и газ, в однофазный поток, например газовый поток с захваченными жидкостями или жидкостной поток с захваченными газовыми пузырьками относительно небольшого размера, которые не подвержены образованию пробок, и может затем способствовать формированию кольцевого режима потока. Такой кольцевой режим потока и уменьшение числа случаев образования пробок могут привести к установлению постоянного градиента давления по сечению подводного трубопровода 120, что затем может улучшить дебит скважин. Пригодные агенты, снижающие поверхностное натяжение, включают, но не ограничиваются этим, растворимые в нефти пенообразователи и водорастворимые пенообразователи.

В одном из вариантов выполнения в системе 104 борьбы с пробками могут быть использованы один или более датчиков 132, установленных в выбранных местах вдоль подводного трубопровода 120 и в скважине 102. В процессе добычи продукта система 104 борьбы с пробками подает (или перекачивает) в подводный трубопровод 120 один или более пенообразователь. Подача пенообразователя может быть непрерывной, периодической или в режиме активного регулирования по сигналам с измерительных датчиков. В одном из режимов активного регулирования система 104 борьбы с пробками воспринимает с датчиков 132 сигналы, отражающие интересующие параметры, соответствующие характеристикам добываемого флюида. Репрезентативные интересующие параметры могут включать температуру, давление, расход, содержание воды и другие параметры, отражающие наличие жидкостных или газовых пробок. На основе данных, представляемых датчиками 132, система 104 борьбы с пробками определяет соответствующий тип и/или количество пенообразователя или пенообразователей, необходимое для уменьшения возможности образования пробок в верхних точках 122 или нижних точках 123.

В различных вариантах выполнения система 104 борьбы с пробками может содержать одну или более подающих линий (магистралей) 140, 142, 144, по которым в трубопровод 120 вводится пенообразователь в точках, расположенных выше по потоку верхних точек 122 или нижних точек 123, в устье 102 скважины, в манифольд (не показан) или в места, расположенные в стволе 114 скважины, соответственно. Бак или баки 146 подачи пенообразователя и нагнетающее устройство 148 могут быть расположены на надводном промысловом объекте 110. В других вариантах выполнения по меньшей мере одна подающая линия 140, 142, 144 может быть встроена в подводный трубопровод 120 или располагаться вдоль него. Хотя показаны несколько распределительных точек, должно быть понятно, что достаточно одной такой точки. Более того приведенные ранее точки расположения просто отражают места, в которых в добываемый флюид может быть введен пенообразователь.

На фиг. 2 схематически представлена система 200 борьбы с пробками, выполненная в соответствии с другим вариантом реализации изобретения. Система 200 выполнена с возможностью ввода одного или более пенообразователей в подводный трубопровод 120 и/или в ствол 102 скважины. В одном из вариантов система 200 содержит нагнетающее устройство 202 для ввода пенообразователя, бак 204, из которого подаются один или более пенообразователей, узел 206 вентиля и блок 208 управления. Блок 208 управления может быть запрограммирован на мониторинг состояния подводного трубопровода и регулировку процесса ввода пенообразователя в соответствии с одной или более заданными инструкциями. Скважина 102 показана как эксплуатационная скважина, снабженная обычным оборудованием для заканчивания скважины. Скважина 102, как правило, имеет в стволе 114 скважины обсадную трубу. Подводный трубопровод 120 выходит к надводному добывающему оборудованию или манифольду (не показан). Не показано также такое известное оборудование, как блок противовыбросовых превентеров, вентили для регу

- 3 011962 лирования дебета и другое известное оборудование, устанавливаемое в устье скважины и в эксплуатационной скважине.

Обращаясь еще раз к фиг. 2, можно видеть, что в соответствии с одним из аспектов настоящего изобретения выбранный пенообразователь Р вводят в подводный трубопровод 120 с помощью нагнетающего устройства 202 (например, объемного насоса). Пенообразователь Р может быть растворимым в нефти пенообразователем, водорастворимым пенообразователем и/или другим подходящим агентом, уменьшающим поверхностное натяжение жидкости. Бак 204 можно периодически заполнять через подающий трубопровод (не показан). Альтернативно пенообразователь Р можно подавать непосредственно из надводного химического хранилища. В соответствии с другой альтернативой для замены бака 204 может быть использовано дистанционно управляемое средство доставки или другие обычно применяемые способы. Конечно, некоторые варианты выполнения могут включать комбинацию средств подачи пенообразователя. Аналогично, для ввода пенообразователей в подводный трубопровод 120 могут быть использованы любые подходящие насос и система мониторинга.

В одном из вариантов выполнения настоящего изобретения блок 208 управления регулирует работу нагнетающего устройства 202 и/или устройства 206 вентиля и содержит микропроцессор 210 и резидентную память, в которую может входить доступная только для считывания память (КОМ), предназначенная для хранения программ, таблиц и моделей, и память с произвольной выборкой (КАМ), предназначенная для хранения данных. Модели могут быть динамическими моделями, обновляемыми на основе входных сигналов с датчиков. Блок питания (не показан) может быть блоком питания переменного тока, местным генератором и/или электрической батареей, периодически заряжаемой энергией, подаваемой с надводного объекта. Альтернативно питание можно подавать с поверхности (не показано).

В различных вариантах выполнения блок 208 управления может быть запрограммирован на мониторинг действительного количества пенообразователя, введенного через устройство 206 вентиля, определение эффективности введенного пенообразователя, определение количества или типа пенообразователя, который увеличил бы эффективность системы, и затем на соответствующую подстройку нагнетающего устройства 202 и/или устройства 206 вентиля на ввод выбранного типа пенообразователя в заново подсчитанном количестве. Например, тип вводимого пенообразователя может быть выбран на основе определения фазового состава флюида, химического состава флюида в продуктивном слое, отношения содержания углеводородов к воде, значения РН, кислотности и других факторов, влияющих на эффективность конкретного пенообразователя. Так как система 200 может быть по своей природе построена по схеме с замкнутой обратной связью и может реагировать на проводимые в реальном времени измерения характеристик контролируемого флюида и оборудования, через которое он проходит, она может устанавливать оптимальные количества различных пенообразователей для ствола скважины или трубопровода, чтобы поддерживать различные интересующие параметры в соответствующих пределах или диапазонах. В других вариантах выполнения нагнетающее устройство 202 и устройство 206 вентиля могут быть такими, чтобы распределять пенообразователи Р без использования блока 208 управления. Например, нагнетающее устройство 202 ввода и устройство 206 вентиля могут быть выполнены так, чтобы обеспечивать непрерывный поток пенообразователя или использовать такой прибор, как таймер, для периодического ввода пенообразователя.

Как видно на фиг. 1-3, в одном из вариантов система 200 выполнена так, чтобы вводить пенообразователи по сигналам измерения температуры, поступающим с датчиков 254. Добываемые флюиды, выходящие из устья скважины, часто имеют достаточно высокую температуру. Однако по мере перемещения по трубопроводу, находящемуся на большой глубине, флюиды могут сильно охладиться. В различных вариантах выполнения настоящего изобретения скорость теплопередачи между внутренним наполнением трубопровода и внешней средой обычно определяют в одной или более верхних точках 122, где накапливается газовая пробка, или в одной или более нижних точках 123, где накапливается жидкостная пробка.

На фиг. 3 показано поперечное сечение трубопровода. Трубопровод 120 содержит пучок 250 труб, который в свою очередь содержит трубу 252, датчик температуры 254 и иногда изоляцию 256. Кроме того пучок может также содержать нагреватель 258. В одном из вариантов по всей длине трубопровода 120 установлена группа датчиков температуры. Хотя для проведения измерений температуры в качестве датчиков 254 могут быть использованы любые средства, в определенных случаях преимущество могут иметь датчики, представляющие собой часть сборки распределенных датчиков с волоконно-оптической линией связи. Такие сборки распределенных датчиков с волоконно-оптической линией связи известны в предшествующем уровне техники и раскрыты, например, в патентах И8 6271766 и 5113277. В некоторых вариантах выполнения сборка датчиков состоит из волоконно-оптического кабеля и датчиков температуры, распределенных вдоль кабеля, помещаемого внутри трубопровода 120 или вмонтированного в стенку трубопровода 120. Соответствующее расстояние между датчиками может лежать в диапазоне от 1 до 100 м, при этом датчики расположены в верхних точках 122 или вблизи них. В другие пригодные датчики температуры могут входить такие устройства, как температурные датчики сопротивления и термопары, смонтированные внутри трубопровода или помещенные на наружную поверхность его.

В других конструкциях в датчики 132 могут входить устройства, измеряющие другие параметры, на

- 4 011962 которые воздействует образование газовых или жидкостных пробок. Например, для измерения изменений давления, вызванных возникновением жидкостных или газовых пробок, могут быть использованы датчики давления. Кроме того, для измерения дебета добываемого флюида, проходящего по трубопроводу, могут быть использованы расходомеры. Более того, для измерения или обнаружения такой деформации, как диаметральное или осевое расширение, вызванное наличием газовой пробки, могут быть использованы тензодатчики вмонтированные в трубопровод 120. Конечно, в некоторых случаях можно использовать несколько датчиков или группу датчиков различного типа.

В зависимости от набора измеряемых параметров могут быть использованы различные варианты выполнения устройства. Например, в блоке управления можно проводить сравнение измеренных параметров по одному или более заданных критериев (например, величина, диапазон, скорость изменения и т.д.) и в зависимости от этого регулировать количество вводимого пенообразователя. Такие измерения параметров можно проводить в верхних точках 122, в нижних точках 123, у стенки 102 или в других местах. В другом варианте выполнения измерения могут быть проведены в выбранных точках вдоль трубопровода 120 и затем сравнены друг с другом. Например, датчики температуры могут быть помещены у верха и низа трубопровода в его верхней точке 122. Из-за разной теплопроводности газов и жидкостей присутствие газа у верха трубопровода в верхней точке 122 может вызвать разницу температуры, измеряемой в этом месте, по сравнению с температурой, измеряемой у низа трубопровода в верхней его точке 122, где находится жидкость. В других вариантах конструкции может проводиться сравнение друг с другом результатов многократных измерений температуры, давления и/или расхода, сделанных последовательно вдоль трубы.

Более того, результаты измерения параметров могут быть использованы для корректировки динамически обновляемых моделей, что дает возможность предсказывать образование жидкостных или газовых пробок. Например, для выработки модели обнаружения жидкостных или газовых пробок в трубопроводе 120 может быть использована статистика измерений температуры, давления и/или расхода. Такая модель может, например, включать экспериментальные данные, связывающие данный градиент или профиль с наличием жидкостной или газовой пробки. Полученные в реальном времени результаты измерений, имеющие тенденцию к возникновению такого заданного градиента или профиля, могут быть использованы в качестве инициирующего события для начала введения пенообразователей.

В других вариантах выполнения группы из нескольких датчиков могут быть установлены в различных местах трубопровода по окружности, например, в верхней части, нижней части, по сторонам и т.д. Кроме того, хотя для упрощения конструкции сборку детекторов лучше размещать на внутренней или наружной поверхности трубы, в некоторых вариантах сборка может быть вмонтирована в стенку трубы. Более того, сборка детекторов может быть размещена в контакте с изолирующим материалом, нанесенным на поверхность трубы, если имеется значительная разница температуры внутри и снаружи трубы.

Хотя в приведенном в качестве иллюстрации варианте выполнения показано одно устье скважины и одна система для борьбы с пробками, понятно, что обычно в одном месте пробуривают несколько скважин. Например, для одной морской платформы пробуривают обычно 10-20 скважин. В такой ситуации используют несколько вариантов выполнения изобретения. В одном из вариантов после заканчивания скважин и пуска их в эксплуатацию для ввода пенообразователей в каждой из таких скважин используют отдельные подводный или надводный насос и измерительную систему. Отдельные контроллеры связаны с датчиками, контроллерами насосов и блоками дистанционного управления через соответствующие линии связи. В других вариантах для ввода пенообразователей в несколько подводных трубопроводов используют централизованную подводную или надводную систему.

Кроме того, должно быть понятно, что термин пробка нужно понимать как жидкостное тело, увеличившееся в размерах до того, что оно может создать ненормальные условия в трубопроводе или связанном с ним оборудовании. Далее, термины трубопровод и подводный трубопровод относятся в общем случае к любой магистрали, выполненной с возможностью транспортировки флюида.

Для специалистов в данной области будет понятно, что в описанные здесь приведенные в качестве примера устройства и варианты выполнения могут быть внесены многочисленные модификации и изменения, и что рамки изобретения определяются только нижеследующей формулой изобретения с любыми эквивалентными признаками.

Claims (23)

1. Система для борьбы с образованием пробок в трубопроводе, в который поступает из скважины по меньшей мере двухфазный добываемый флюид, содержащая источник снижающего поверхностное натяжение нефти агента, включающего, по меньшей мере, растворимый в нефти пенообразователь, и подающую линию, сообщающуюся с указанным источником и добываемым флюидом с возможностью ввода в добываемый флюид снижающего поверхностное натяжение нефти агента в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования пробки в трубопроводе.

2. Система по п.1, в которой подающая линия предназначена для ввода агента в один из видов обо

- 5 011962 рудования из группы, включающей трубопровод, манифольд, устье скважины и ствол скважины.

3. Система по п.1, в которой подающая линия дополнительно предназначена для ввода в добываемый флюид снижающего поверхностное натяжение воды агента в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования водяной пробки в трубопроводе.

4. Система по п.1, в которой трубопровод проложен под водой или на поверхности.

5. Система по п.1, дополнительно содержащая нагнетающее устройство для закачки агента в добываемый флюид.

6. Система по п.5, дополнительно содержащая блок управления, регулирующий работу нагнетающего устройства в зависимости от измеренных интересующих параметров.

7. Система по п.6, в которой измеренные интересующие параметры выбраны из группы, включающей давление, температуру, расход и нагрузку на стенку трубопровода.

8. Система по п.6, дополнительно содержащая по меньшей мере один датчик, размещенный в одной из точек из группы, включающей верхнюю точку трубопровода, одно из положений вдоль трубопровода, точку у скважины, нижнюю точку трубопровода, с возможностью передачи в блок управления результатов измерений по меньшей мере одного датчика.

9. Система по п.6, содержащая для проведения измерений сборку распределенных датчиков с волоконно-оптическими линиями связи.

10. Система по п.6, в которой блок включает процессор с заложенной моделью, используемой вместе с измеренными параметрами для регулирования работы нагнетающего устройства.

11. Система для добычи углеводородов из подводной скважины, имеющей расположенное над стволом подводной скважины устье, которая включает трубопровод, связанный у одного из концов с устьем скважины и у другого конца с принимающим углеводороды оборудованием с возможностью подачи двухфазного добываемого флюида через указанный трубопровод после его извлечения из устья скважины, источник снижающего поверхностное натяжение нефти агента, включающего, по меньшей мере, растворимый в нефти пенообразователь, подающую линию, сообщающуюся с указанным источником, и нагнетающее устройство, связанное с подающей линией с возможностью ввода снижающего поверхностное натяжение нефти агента в добываемый флюид в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования одной или более пробок в указанном трубопроводе.

12. Система по п.11, в которой агент вводят в поступающий из продуктивного слоя флюид в один из видов оборудования из группы, включающей указанный трубопровод, устье скважины, ствол скважины, манифольд и стояк, связанный с указанным трубопроводом.

13. Система по п.11, содержащая блок управления, регулирующий работу нагнетающего устройства в зависимости от измеренных интересующих параметров.

14. Система по п.13, в которой измеренные интересующие параметры выбраны из группы, включающей давление, температуру, расход и нагрузку на стенку указанного трубопровода.

15. Система по п.14, дополнительно содержащая по меньшей мере один датчик, размещенный в одной из точек из группы, включающей верхнюю точку трубопровода, одно из положений вдоль трубопровода, точку у скважины, нижнюю точку трубопровода, с возможностью передачи в блок управления результатов измерений по меньшей мере одного датчика.

16. Система по п.14, в которой нагнетающее устройство дополнительно предназначено для ввода в добываемый флюид снижающего поверхностное натяжение воды агента в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования водяной пробки в указанном трубопроводе.

17. Способ борьбы с образованием пробок в трубопроводе, в который поступает из скважины по меньшей мере двухфазный добываемый флюид, при осуществлении которого вводят снижающий поверхностное натяжение нефти агент, включающий, по меньшей мере, растворимый в нефти пенообразователь, в добываемый флюид в выбранном местоположении вдоль трубопровода в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования пробки в трубопроводе.

18. Способ по п.17, в котором выбранное местоположение является одним из группы, включающей точку, расположенную выше по направлению потока верхней точки трубопровода, одно из положений в трубопроводе, у устья скважины, в стволе скважины и стояке.

19. Способ по п.17, при осуществлении которого дополнительно определяют интересующий параметр, относящийся к добываемому флюиду, выбирают агент из группы снижающих поверхностное натяжение нефти веществ на основе определенных интересующих параметров и вводят выбранный агент в добываемый флюид.

20. Способ по п.19, в котором осуществляют регулирование ввода агента с использованием блока управления.

21. Способ по п.20, в котором блок управления регулирует ввод агента в зависимости от измеренных интересующих параметров.

22. Способ по п.21, в котором измеренные интересующие параметры выбирают из группы, включающей давление, температуру, расход и нагрузку на стенку трубопровода.

- 6 011962

23. Способ по п.17, в котором в добываемый флюид дополнительно вводят снижающий поверхностное натяжение воды агент в количестве, функционально эффективном для уменьшения возможности образования водяной пробки в трубопроводе.