MX2011006017A - Configuraciones y metodos para el control de produccion submarina mejorados. - Google Patents

Abstract

Se contemplan sistemas y métodos para el control de producción en los cuales uno o más medidores de flujo de múltiples fases son acoplados opcionalmente a un conducto de producción para proporcionar información de flujo y de composición para el fluido en el conducto de producción. Los datos del medidor de flujo de múltiples fases después son suministrados a un sistema de control que utiliza los datos para controlar la operación de una o más válvulas de estrangulación de uno o más cabezales de pozo que son acoplados fluidamente al conducto de producción.

Description

CONFIGURACIONES Y METODOS PARA EL CONTROL DE PRODUCCION SUBMARINA MEJORADOS Campo de la Invención El campo de la invención se relaciona con sistemas y métodos para controlar una válvula de estrangulación que utiliza datos de un medidor de flujo de múltiples fases, especialmente se relaciona con la producción submarina de petróleo y gas .

Antecedentes de la Invención Recientes descubrimientos de reservas de aceite y gas de Alta Temperatura Alta Presión (HPHT) en el Golfo de México y Mar del Norte han presentado un desafío significativo a las tecnologías de producción submarina, y especialmente para el control de producción. Más significativamente, mientras que las diferencias de presión en la producción temprana se estiman que se encuentran alrededor de 34473.78 KPa (5000 psi) o aún más altas, se espera que disminuyan substancialmente con el transcurso del tiempo. Tal gradiente de presión anticipado es difícil de manejar en una manera segura y económica con el uso de tecnología actualmente conocida .

Por lo tanto, los estranguladores submarinos confiables y ajustables son esenciales para tratar por lo menos algunos de los problemas asociados con los sistemas de producción Ref . : 220242 submarina. En la mayoría de los casos actualmente conocidos, una sola estrangulación de producción submarina se monta sobre un árbol de producción submarina, el cual es el dispositivo de control principal para ajustar el caudal de flujo de un pozo. Dependiendo del tipo de fluido transportado (servicio ácido/dulce) y la presión encontrada, los materiales y configuraciones apropiadas se pueden seleccionar para mejorar el funcionamiento y el tiempo de vida. Desafortunadamente, conforme el exceso de presión en pozos HPHT puede ser más alta de 34473.78 KPa (5000 psi) a través de estrangulación de producción, el deterioro rápido o incluso la falla de estrangulación probablemente se deba a la erosión de alta velocidad en los bordes de estrangulación (por ejemplo, en una abertura muy pequeña, el área de flujo es relativamente pequeña y la velocidad de los fluidos es alta. Más aun, los cambios desde una fase a dos fases promueven adicionalmente la erosión, abrasión, y cavitación) . Para superar por lo menos algunas de estas dificultades, pueden ser implementadas configuraciones de doble estrangulación de acuerdo a lo descrito la solicitud de Internacional co-pendiente de los inventores, publicada como WO 2008/045381, la cual se incorpora como referencia. Aún cuando tales configuraciones y métodos mejoran convenientemente el manejo de diferenciales de presión relativamente altos y prolongan periodo de vida de las estrangulaciones, sin embargo siguen existiendo varias desventaj as .

Por ejemplo, altas presiones de cabezal de pozo requieren frecuentemente medidas específicas de distribución debido a la extensa red de líneas de flujo de producción, de las columnas ascendentes, y de las tuberías submarinas. Por ejemplo, en el golfo de México, estos sistemas se disponen a través de valles y bajadas, las cuales tienden a crear puntos de vacío que se producen por acumulación de agua. Como resultado, los flujos de tapón son comunes entre estos desarrollos y frecuentemente requieren grandes sistemas colectores de tapón. Además, puesto que una estrangulación eficaz es crítica para aplicar sistemas HIPP (Sistema de Protección de Alta de Presión de Integridad) para la tubería submarina, la estrangulación típicamente se requiere para fijar la presión en la entrada de pozo por abajo de la presión de diseño para permitir flujos transitorios y proporcionar tiempo suficiente para que una válvula de HIPPS se cierre en el caso de un aumento de presión debido a una obstrucción. Debido a que los sistemas de válvula de estrangulación actualmente conocidos fallan en ser sensibles a la composición de fluido y cambios del mismo, el control de presión y flujo aun es difícil en la producción, y especialmente en la producción submarina.

Para superar por lo menos algunas de las dificultades asociadas con el control de flujo en sistemas submarinos, se han realizado varios intentos. Por ejemplo, la temperatura y/o presión se pueden medir en un punto corriente arriba de una localización en donde se genera un tapón de acuerdo a lo descrito en O 02/46577. Un regulador de realimentación dinámico entonces calcula a partir de la medición de temperatura o presión un ajuste apropiado para una válvula de salida que se encuentra corriente abajo de la temperatura del sensor de presión. Alternativamente, el flujo de tapón es controlado por una válvula de restricción en la línea de flujo corriente arriba de un separador de gas-fluido y un calibrador de presión diferencial que se utilice para medir la presencia y el volumen del tapón en la línea de flujo (ver, por ejemplo, Patente Norteamericana No. 5,544,672) . De manera similar, la Patente Norteamericana No. 7,434,621 describe un sistema con un colector de tapón o separador de fase en donde un detector de tapón está situado corriente abajo del punto de iniciación de tapón y corriente arriba del colector o separador. Aquí, una unidad de computadora se integra dentro del sistema de línea de flujo y el proceso corriente abajo para determinar el tipo y volumen de tapón y para predecir su tiempo de llegada dentro del proceso corriente abajo. Mientras que tales sistemas algunas veces permitirán por lo menos la automatización parcial del control de flujo, los sistemas actualmente conocidos tienden a ser inadecuados para usarse en pozos HTHP y trayectorias de flujo complejas. Más aun, la mayoría de los sistemas de control conocidos para prevenir o reducir el flujo de tapón sufren de retraso significativo entre la medición y la acción correctiva.

Por lo tanto, mientras que numerosas configuraciones y métodos numerosos de control de producción son conocidos en la técnica, todos o casi todos ellos sufren de una o más desventajas. Así, todavía existe la necesidad de proporcionar configuraciones y métodos mejorados de control de producción, y particularmente control de pozos de producción.

Sumario de la Invención La presente invención se dirige a sistemas y métodos de control de producción, y especialmente a control de producción submarina de aceite y gas en donde uno o más medidores de flujo de múltiples fases son acoplados operacionalmente a un cabezal de pozo, árbol de producción, línea de flujo de producción, columna ascendente, y/o tubería submarina. La información de flujo y composición de los medidores de flujo de múltiples fases entonces se alimenta a un sistema de control que se configura para controlar la operación de una o más válvulas de estrangulación que se acoplan de manera fluida al cabezal de pozo, árbol de producción, línea del flujo de producción, columna ascendente, y/o a tubería submarina.

En un aspecto de la materia objeto inventiva, un método para controlar el flujo de fluido de un conducto de producción de aceite/gas incluye un paso en el cual una primera válvula de estrangulación se acopla fluidamente a un cabezal de pozo. En otro paso, el flujo de por lo menos dos fases del fluido se mide en el conducto de producción (por ejemplo, el conducto de cabezal de pozo, conducto de árbol de producción, línea de flujo de producción, columna ascendente, y/o tubería submarina) usando un medidor de flujo de múltiples fases de esa forma producir datos de flujo de múltiples fases. En aun otro paso, los datos de flujo de múltiples fases después se utilizan en un sistema de control para controlar la operación de la válvula de estrangulación con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción.

De manera más preferente, una segunda válvula de estrangulación se encuentra en serie con, y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y la operación de la segunda válvula de estrangulación también es controlada por · el sistema de control. Es además generalmente preferido medir el flujo de por lo menos dos fases de un segundo fluido en un segundo conducto de producción usando un segundo medidor de flujo de múltiples fases para producir datos de flujo de múltiples fases, y utilizar los segundos datos de flujo de múltiples fases en el sistema de control para controlar la operación de la primera (y/o segunda) válvula de estrangulación con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción. Alternativamente, o adicionalmente los segundos datos de flujo de múltiples fases pueden también ser utilizados en el sistema de control para controlar la operación de una tercera válvula de estrangulación con ello regular el flujo del segundo fluido en un segundo conducto de producción. Entre otros beneficios, debe ser apreciado que el sistema de control en los métodos y sistemas contemplados se puede configurar para reducir con eficacia el flujo de tapón en el conducto de producción y/o balancear la composición de fase entre una pluralidad de conductos de producción. Mientras que no sea una limitante para la materia objeto inventiva, generalmente se prefiere que el pozo sea un pozo HPHT y que la presión de cabezal de pozo es por lo tanto por lo menos 17236.89 KPa (2500 psi) , y más típicamente por lo menos 24131.65 KPa (3500 psi).

En otro aspecto de la materia objeto inventiva, un método para controlar el flujo de fluido en una pluralidad de conductos de producción de aceite/gas que se acoplan fluidamente uno al otro incluirá los pasos de acoplar fluidamente una primera válvula de estrangulación con un primer cabezal de pozo, y acoplar fluidamente una segunda válvula de estrangulación con un segundo cabezal de pozo; medir el flujo de por lo menos dos fases de un fluido en un primer y un segundo conducto de producción que se acoplan fluidamente a las primera y segunda válvulas de estrangulación con el uso de los primero y segundo medidores de flujo de múltiples fases para producir los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases; y utilizar los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases en un sistema de control para controlar la operación de por lo menos una de las primera y segunda válvulas de estrangulación con ello regular el flujo de fluido en los conductos de producción. Los más preferiblemente, una tercera y una cuarta válvula de estrangulación se encontrará en serie con, y corriente abajo de la primera y segunda válvula de estrangulación, respectivamente, en donde la cuarta válvula de estrangulación está en serie con, y corriente abajo de la segunda válvula de estrangulación, y en donde la operación de por lo menos las tercera y cuarta válvulas de estrangulación es controlada por el sistema de control .

Por lo tanto, en un aspecto aún adicional contemplado de la materia objeto inventiva, el inventor también contempla un árbol de producción de aceite/gas que incluye una primera válvula de estrangulación que se acopla fluidamente entre un cabezal de pozo y un conducto de producción. Un medidor de flujo de múltiples fases se acopla operacionalmente al conducto de producción. Los árboles de producción contemplados serán además acoplados operacionalmente (por ejemplo, electrónica e hidráulicamente) a un sistema de control que se configura para controlar la primera válvula de estrangulación con el uso de datos obtenidos del medidor de flujo de múltiples fases.

Preferiblemente, el árbol incluye una segunda válvula de estrangulación que está en serie y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, en donde el sistema de control se configura adicionalmente para permitir el control de la segunda válvula de estrangulación. En donde se desee, un segundo medidor de flujo de múltiples fases se puede acoplar a un segundo conducto de producción, y el sistema de control se puede configurar para recibir datos obtenidos del medidor de flujo de múltiples fases. En tal caso, el segundo conducto de producción se puede acoplar además a una tercera válvula de estrangulación, y el sistema de control entonces se puede configurar para permitir el control de la primera y la tercera válvulas de estrangulación.

Los diferentes objetos, características, aspectos y ventajas de la presente invención llegarán a ser más evidentes a partir de la siguiente descripción detallada de las modalidades preferidas de la invención.

Descripción Detallada de la Invención El inventor descubrió que el control de producción, y particularmente el control de producción submarina de aceite y gas se pueden mejorar significativamente en configuraciones y métodos en donde uno o más medidores de flujo de múltiples fases se emplean como sensor (es) para proporcionar datos en tiempo real que sean representativos de la composición de fase y flujo en un conducto de producción (por ejemplo, conducto de cabezal de pozo, conducto de árbol de producción, línea de flujo de producción, columna ascendente, y/o tubería submarina) . Los datos así obtenidos entonces se retransmiten a un sistema de control que se configura para controlar la operación de una o más válvulas de estrangulación que se acoplan fluidamente al conducto de producción. En aspectos especialmente preferidos, una unidad de control controlará la operación de dos o más válvulas de estrangulación, y/o recibe datos desde dos o más de medidores de flujo de múltiples fases de dos o más conductos de producción distintos.

Por lo tanto, deberá ser apreciado que la operación de una o más válvulas de estrangulación se pueden controlar en una manera automatizada usando datos de uno o más medidores de flujo de múltiples fases para así permitir el ajuste en el diferencial de flujo y/o presión en respuesta a condiciones de producción que cambian continuamente o de manera precisa, y especialmente a cambios en el flujo de producto y/o composición totales.

En un ejemplo especialmente preferido, se contempla un método para controlar el flujo de fluido de un conducto de producción de aceite/gas en el cual una primera válvula de estrangulación se acopla fluidamente a un cabezal de pozo (por ejemplo, mediante el acoplamiento al árbol de producción asociado con el cabezal de pozo) . Un medidor de flujo de múltiples fases entonces se utiliza para medir el flujo de por lo menos dos (y más típicamente tres) fases del fluido en el conducto de producción. Mientras que no sea limitado por la materia objeto inventiva, se prefiere generalmente que la medición sea continua o se tome en intervalos relativamente cortos (por ejemplo, dentro de segundos, y menos preferiblemente en minutos) . Las mediciones se proporcionan típicamente como datos de flujo de múltiples fases comprimidos o sin comprimir, y se transfieren a uno o más sistemas de control, los cuales entonces utilizan los datos de flujo de múltiples fases para controlar la operación de la válvula de estrangulación, con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción. Es además generalmente preferido (y particularmente en donde el pozo es un pozo de alta presión alta temperatura) que una segunda válvula de estrangulación sea acoplada fluidamente a la línea de producción. Lo más típicamente posible, la segunda válvula de estrangulación se encuentra en serie con, y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y la operación de la segunda válvula de estrangulación también es controlada por el sistema de control.

Deberá ser observado que tales configuraciones y métodos permiten convenientemente el control exacto y típicamente en tiempo real (por ejemplo, mediciones y acción correctiva de menos de 1 minuto, más típicamente menos de 10 segundos) del flujo y presión de producción aunque un conducto de producción basado en la composición y flujo de la fase, lo cual tradicionalmente no ha sido realizable con el uso de tecnología convencional de sensores. Más aun, mientras que las configuraciones y métodos contemplados se pueden implementar en una sola solución de válvula de estrangulación, típicamente se prefiere que conductos de producción adicionales y medidores de múltiples fases estén acoplados operacionalmente con la primera válvula de estrangulación y medidor de flujo.

Por ejemplo, se contempla medir el flujo de por lo menos dos fases de un segundo fluido en un segundo conducto de producción usando un segundo medidor de flujo de múltiples fases para producir los segundos datos de flujo de múltiples fases. Los segundos datos de flujo de múltiples fases entonces se utilizan en el sistema de control (o segundo sistema de control) para controlar la operación de la válvula de estrangulación con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción. Alternativamente, o adicionalmente , el flujo de por lo menos dos fases de un segundo fluido se puede medir en un segundo conducto de producción usando un segundo medidor de flujo de múltiples fases para producir los segundos datos de flujo de múltiples fases, en donde los segundos datos de flujo de múltiples fases se utilizan en el sistema de control (o segundo sistema de control) para controlar la operación de control de una tercera válvula de estrangulación con ello regular el flujo del segundo fluido en un segundo conducto de producción. Así, deberá ser apreciado que el análisis de composición para controlar el caudal de flujo de otro fluido en un segundo conducto, el cual es particularmente conveniente en campos de producción de gas y aceite relativamente complejos que tienen conductos de producción múltiples y acoplados fluidamente.

En otro ejemplo preferido, y especialmente en donde están presentes múltiples conductos de producción en un campo de aceite o gas, los múltiples medidores de flujo de múltiples fases se pueden emplear bajo el control de uno o más sistemas de control. Por lo tanto, deberá ser apreciado que tales configuraciones y métodos también se pueden emplear para controlar el flujo de fluido en una pluralidad de conductos de producción de aceite/gas (los cuales típicamente se acoplan fluidamente uno con otro) . En tal caso, típicamente se prefiere acoplar fluidamente una primera válvula de estrangulación a un primer cabezal de pozo, y para acoplar fluidamente una segunda válvula de estrangulación a un segundo cabezal de pozo. El flujo de por lo menos dos fases de un fluido en un primero y segundo conductos de producción entonces es medido usando los primero y segundo medidores de flujo de múltiples fases para así producir los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases. Los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases entonces se utilizan en un sistema de control para controlar la operación de las primera y/o segunda válvula de estrangulación con ello regular el flujo de fluido en los conductos de producción. Se prefiere generalmente en tales configuraciones y métodos que una tercera válvula de estrangulación esté en serie con y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y que una cuarta válvula de estrangulación está en serie con y corriente abajo de la segunda válvula de estrangulación, y que la operación de por lo menos las tercera y cuarta válvulas de estrangulación sea controlada por el sistema de control.

Por lo tanto, y visto desde una perspectiva diferente, deberá ser apreciado que el inventor también contempla un árbol de producción de aceite/gas (u otra estructura de cabezal de pozo) que tenga una primera válvula de estrangulación que se acople fluidamente entre un cabezal de pozo y un conducto de producción, y un medidor de flujo de múltiples fases se acopla al conducto de producción y/o al cabezal de pozo. Las estructuras contempladas serán adicionalmente acopladas operacionalmente a un sistema de control que se configura para controlar la primera válvula de estrangulación usando los datos obtenidos desde el medidor de flujo de múltiples fases.

De acuerdo a lo ya observado anteriormente, se prefiere típicamente que una segunda válvula de estrangulación esté acoplada fluidamente al, y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y en donde el sistema de control se configure adicionalmente para permitir el control de la segunda válvula de estrangulación. De manera semejante, se prefiere aún más que un segundo medidor de flujo de múltiples fases esté acoplado a un segundo conducto de producción, en donde el sistema de control se configura para recibir los datos obtenidos del medidor de flujo de múltiples fases. Además, o Alternativamente, el segundo conducto de producción también se puede acoplar a una tercera válvula de estrangulación, y el sistema de control se puede configurar para habilitar el control de las primera y tercera válvulas de estrangulación.

Con respecto al sistema de control generalmente se contempla que el sistema de control recibirá datos de por lo menos un medidor de flujo de múltiples fases, y que los datos sean representativos del caudal de flujo de una fase específica, y que los datos sean también representativos de la composición de fase del flujo de fluido (por ejemplo, indicación de la fracción de por lo menos dos fases) . Las fases encontradas comúnmente incluirán a fluidos de hidrocarburo, gases de hidrocarburo (y gases asociados tales como C02, H2S, etc.), agua producida, y arena.

Los sistemas de control apropiados típicamente incluyen una o más computadoras u otro dispositivo de procesamiento de señal numérica (por ejemplo, controlador lógico programable) que se configura/programa para habilitar al sistema de control para recibir datos de uno o más medidores de flujo de múltiples fases, y proporcionar directamente o indirectamente (por ejemplo, vía un controlador hidráulico) señales de control hacia una o más válvulas de estrangulación para así controlar la operación de las válvulas de estrangulación. En un sistema de control típico, una señal hacia la válvula de estrangulación se genera por un cambio significativo en la composición de fase del fluido y/o cambio significativo en el caudal de flujo del fluido. En la mayoría de las modalidades típicas, los sistemas de control (por ejemplo, sistemas computacionales basados en UNIX o WINDOWS) emplearán modelos empíricos o teóricos para dinámicas de flujo apropiadas y/o flujo de producción optimizada. Por ejemplo, en donde un medidor de flujo de múltiples fases proporciona datos que son indicativos de un aumento fraccionario en agua producida, la unidad de control puede ser programada o configurada de otra manera para enviar una señal de control a la válvula de estrangulación para reducir o aún detener el flujo a través de la válvula de estrangulación. Por otra parte, en donde un medidor de flujo de múltiples fases de un conducto proporciona datos que son indicativos de un caudal de flujo total reducido, la unidad de control puede ser programada o configurada de otra manera para enviar una señal de control hacia una válvula de estrangulación de otro conducto de producción para incrementar el flujo a través de esa válvula de estrangulación.

Con respecto a la transferencia de datos desde los medidores de flujo de múltiples fases y a la transmisión de la señal de control hacia la válvula de estrangulación o dispositivo intermediario, deberá ser observado que todas las formas conocidas de transferencia y/o transmisión de datos son consideradas convenientes para usarse aquí. Por ejemplo, la transferencia de datos y/o transmisión convenientes incluyen la transferencia mediante una señal eléctrica en una línea de señales, una señal óptica en una fibra óptica, señal de radio en uno o más canales RF, etc. Por supuesto, deberá también ser apreciado que las configuraciones y métodos contemplados pueden incluir más de un sistema de control que pueden funcionar individualmente o en una manera interconectada (por ejemplo, dos o más sistemas de control son conectados directamente y/o estar coordinados por un sistema de control principal) . Por lo tanto, deberá ser reconocido que el sistema de control especialmente preferido será configurado para reducir el flujo de tapón en los conductos de producción y/o balance de composición de fase entre una pluralidad de conductos de producción. Se contempla además que los sistemas de control sean preferiblemente (pero no necesariamente) superiores, y recibirán datos vía los canales de transmisión de datos de acuerdo a lo discutido anteriormente. La señal (es) de control hacia las válvulas de estrangulación entonces se retransmite hacia las válvulas en una manera convencional (por ejemplo, electrónicamente o hidráulicamente) . Existen numerosas maneras para controlar las válvulas de estrangulación conocidas en la técnica, y las maneras convenientes se describen en WO 99/47788, y Patente Norteamericana No. 6,988,554, 6,575,237, y 6,567,013.

Mientras que generalmente se prefiere que los conductos de producción sean líneas de flujo de producción, columnas ascendentes, y/o tubería submarina, otros conductos de producción apropiados incluyen a los conductos de cabezal de pozo, conductos de árbol de producción, e incluso colectores de tapón. Por lo tanto, las configuraciones y métodos contemplados serán típicamente implementados en un cabezal de pozo, y lo más típicamente posible un cabezal de pozo HPHT (por ejemplo, teniendo una temperatura de fluido de por lo menos de 93.33°C (200°F) , más típicamente por lo menos 121.11°C (250°F) , y lo más típicamente posible por lo menos 148.88°C (300°F) , mientras que el diferencial de presión entre el fluido en el cabezal de pozo y la presión de columna ascendente se encontrará en, o sobre 13789.51 KPa (2000 psi) , más típicamente en, o sobre 24131.65 KPa (3500 psi), y lo más típicamente posible en ,o sobre 34473.78 KPa (5000 psi)).

Con respecto a la válvula de estrangulación se prefiere generalmente que la válvula de estrangulación sea una válvula de estrangulación submarina que tiene un vástago que se desplaza en relación con un cilindro que tiene una pluralidad de aberturas o canales para así controlar el flujo de fluido. Así, todas las estrangulaciones de producción submarina conocidas y disponibles comercialmente se consideran apropiadas para usarse aquí, y la selección particular de una estrangulación dependerá predominantemente del volumen y presión de producción. Por lo tanto, las estrangulaciones de producción convenientes incluyen aquellas en las cuales pilas de disco proporcionan una trayectoria tortuosa para el producto, aquellas en las cuales una serie de manguitos concéntricos definen trayectorias de flujo, y especialmente las diseñadas para exhibir una resistencia al desgaste mejorada en el transcurso de períodos prolongados de operación. Dependiendo del sistema de control y válvula de estrangulación particulares, la válvula de estrangulación puede ser controlada mediante una impulsión hidráulica, neumática, y eléctrica. Las válvulas de estrangulación submarinas convenientes ejemplares se describen en O 2007/074342, y en las Patentes Norteamericanas No. 4,589,493, 4,938,450, 5,018,703, 6,105,614, y 6,701,958.

Aunque se contempla en general que la posición de las primera y segunda válvulas de estrangulación puede variar considerablemente, se prefiere que las válvulas de estrangulación estén montadas sobre dispositivos que estén situados en el lecho marino. Así, y entre otras opciones, se contempla que la primera estrangulación sea montada en un árbol de producción. La segunda válvula de estrangulación entonces se puede montar en serie con la primera válvula de estrangulación en el mismo árbol y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación para recibir la corriente que está reducida en presión. Alternativamente, la segunda válvula de estrangulación se puede también montar en una posición corriente arriba de una columna ascendente, y preferiblemente corriente arriba de una base de columna ascendente. Por lo tanto, las ubicaciones convenientes de la segunda válvula de estrangulación incluyen el múltiple de distribución de producción, la plantilla/múltiple extrema de línea de flujo (FLEM, por sus siglas en inglés) . Sin embargo, las ubicaciones aún más preferidas incluyen al árbol de producción, un puente de pozo, un puente de línea de flujo, y/o dispositivos de extremo de tubería (por ejemplo, la parte final de tubería (PRET, por sus siglas en inglés) o un múltiple extremo de tubería (PLEM, por sus siglas en inglés)). Entre otras ventajas, deberá ser observado que los sistemas y métodos contemplados optimizarán la producción, permitirán un funcionamiento/durabilidad de estrangulación mejorado, minimizarán el uso del equipo que ocupe un área grande (por ejemplo, colectores de tapón) , y mejorarán conocimiento de producción con la adquisición de datos en tiempo real de las producciones. Más aun, los sistemas y métodos contemplados también proporcionarán una operación más segura de equipo de alta presión y una prueba y diagnóstico de pozo más eficiente.

De manera similar, la ubicación del medidor de flujo de múltiples fases puede variar considerablemente y típicamente por lo menos en parte dependerá del tipo de conducto de producción, localización y/o terreno (submarino) . Sin embargo, se prefiere en general que el medidor de flujo de múltiples fases se encuentre próximo al árbol de producción, y lo más preferiblemente se acopla al árbol de producción. Alternativamente, uno o más medidores de flujo de múltiples fases pueden también encontrarse próximos o acoplados a una base de múltiple o columna ascendente de flujo. Existen numerosos medidores de flujo de múltiples fases numerosos conocidos en el arte previo, y todos se consideran convenientes para utilizarse aquí. Sin embargo, los medidores de flujo de múltiples fases particularmente convenientes incluyen los apropiados para su operación en un ambiente submarino. Por ejemplo, los medidores de flujo de múltiples fases apropiados se describen en la Solicitud, de Patente Norteamericana No. 2006/0247869A1, O 2009/049315A1 , y Patente Norteamericana No. 6,993,979B2.

Aunque el arreglo específico de las estrangulaciones, el sistema de control, y el medidor de flujo de múltiples fases no es crítico para la materia objeto inventiva, se prefiere en general que la "estrangulación inteligente" sea diseñada con un área de base "universal" para así utilizarse en cualquier diseño de medidor de proveedor y en cualquier sistema de estrangulación. Deberá aun ser apreciado que la "estrangulación inteligente" permitirá reconocer de condiciones de acumulación en la red de producción y también permitirá tomar una contramedida apropiada para barrer un flujo consistente a través del sistema de producción para así optimizar la producción de reserva, asegurar el flujo, y funcionamiento de reserva. Por lo tanto, deberá ser apreciado que los sistemas y métodos contemplados proporcionan convenientemente una respuesta dinámica y en tiempo real con los datos proporcionados por uno o más medidores de flujo de múltiples fases para así monitorear y controlar eficazmente el funcionamiento de estrangulación. Visto de una perspectiva diferente, los sistemas de control contemplados proporcionarán un sistema de inferíase en tiempo real para habilitar la programación automatizada del sistema de estrangulamiento, diseñado con sensibilidad a la operación confiable de las estrangulaciones. Como tal, el uso de un sistema de control programable puede funcionar como el "cerebro" del sistema. Además, el uso de una salida del medidor de flujo de múltiples fases para controlar la función de las estrangulaciones como una "estrangulación inteligente" debe proporcionar producciones de reserva máximas con una conflabilidad y seguridad incrementada.

Deberá también ser apreciado que las mediciones de múltiples fases dinámicas y en tiempo real ligadas a una estrangulación submarina doble se puedan utilizar para dividir la presión para proteger las estrangulaciones e incrementar y optimizar la producción de la reserva. Puesto que el medidor de flujo de múltiples fases submarino proporciona una medición más dinámica en una medición submarina, los datos obtenidos de esa manera proporcionarán el mejor método de detección/regeneración para controlar un sistema de estrangulación. Tal sistema entonces reducirá o incluso eliminará acumulaciones de tapón (por ejemplo, de agua producida en sistemas de producción submarina) y otras irregularidades de flujo para adaptarse a un perfil de producción de una reserva a una curva óptima de producción que se pueda comparar con un análisis PVT (presión-volumen-temperatura) y presiones de saturación pre-identificadas y la envoltura de fase de pozo específica.

Estas y otras ventajas mejoran el aspecto económico (por ejemplo, debido a las estrangulaciones de intervención reducida en reemplazo) y el tiempo de producción, y reducen el riesgo al personal y equipo durante la falla. Deberá ser observado que las configuraciones y métodos contemplados no requerirán tecnología exclusiva o nueva, si no que puede emplear tecnología de estrangulación actualmente probada. Más aun, deberá ser observado que el uso de estrangulaciones de producción submarina secuencial, especialmente cuando se opera en o en la proximidad al cabezal de pozo facilitará significativamente la operación a través de la vida de la producción completa de un pozo submarino.

De esa manera, se han descrito las modalidades específicas y aplicaciones de métodos de control de producción submarina. Deberá ser evidente, sin embargo, para las personas experimentadas en la técnica que muchas más modificaciones además de las ya descritas son posibles sin separarse de los conceptos inventivos. La materia objeto inventiva, por lo tanto, no deberá ser restringida excepto en el espíritu de las reivindicaciones anexas. Más aun, en la interpretación de, la especificación y las reivindicaciones, todos los términos se deben interpretar de la manera más amplia posible consistente con el contexto. Particularmente, los términos "comprende" y "que comprende" se deben interpretar como referencia a elementos, componentes, o pasos de una manera no-exclusiva, indicando que los elementos, componentes, o pasos referidos pueden estar presentes, o ser utilizados, o combinados con otros elementos, componentes, o pasos que no sean referidos expresamente. Además, en donde una definición o uso de un término en una referencia, la cual es incorporada aquí como referencia sea inconsistente o contraria a la definición de ese término proporcionado aquí, la definición de ese término aquí proporcionado se aplica y la definición de ese término en la referencia no se aplica.

Se hace constar que con relación a esta fecha, el mejor método conocido por la solicitante para llevar a la práctica la citada invención, es el que resulta claro de la presente descripción de la invención.

Claims (20)

REIVINDICACIONES Habiéndose descrito la invención como antecede, se reclama como propiedad lo contenido en las siguientes reivindicaciones :

1. Un método para controlar el flujo de fluido de un conducto de producción de aceite/gas, caracterizado porque comprende : acoplar fluidamente una primera válvula de estrangulación a un cabezal de pozo; medir el flujo de por lo menos dos fases del fluido en el conducto de producción usando un medidor de flujo de múltiples fases para producir datos de flujo de múltiples fases; y utilizar los datos de flujo de múltiples fases en un sistema de control para controlar la operación de la válvula de estrangulación y con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción.

2. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende una segunda válvula de estrangulación, en donde la segunda válvula de estrangulación se encuentra en serie con, y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y en donde la operación de la segunda válvula de estrangulación también es controlada por el sistema de control.

3. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el conducto de producción es seleccionado del grupo que consiste de un conducto de cabezal de pozo, un conducto de árbol de producción, una línea de flujo de producción, una columna ascendente, y una línea de tubería submarina .

4. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un paso de medir el flujo de por lo menos dos fases de un segundo fluido en un segundo conducto de producción que utiliza un segundo medidor de flujo de múltiples fases para producir los segundos datos de flujo de múltiples fases, y utilizar los segundos datos de flujo de múltiples fases en el sistema de control para controlar la operación de la válvula de estrangulación y con ello regular el flujo de fluido en el conducto de producción.

5. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque además comprende un paso de medir el flujo de por lo menos dos fases de un segundo fluido en un segundo conducto de producción que utiliza un segundo medidor de flujo de múltiples fases para producir los segundos datos de flujo de múltiples fases, y utilizar los segundos datos de flujo de múltiples fases en el sistema de control para controlar la operación de una tercera válvula de estrangulación y con ello regular el flujo del segundo fluido en un segundo conducto de producción.

6. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de control está configurado para reducir el flujo de tapón en el conducto de producción.

7. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque el sistema de control está configurado para balancear la composición de fase entre una pluralidad de conductos de producción.

8. El método de conformidad con la reivindicación 1, caracterizado porque un diferencial de presión entre una presión del fluido en el cabezal de pozo y una presión del fluido en una columna ascendente se encuentra en al menos 2500 psi.

9. Un método para controlar el flujo de fluido en una pluralidad de conductos de producción de aceite/gas que se acoplan fluidamente uno al otro, caracterizado porque comprende: acoplar fluidamente una primera válvula de estrangulación con un primer cabezal de pozo, y acoplar fluidamente una segunda válvula de estrangulación con un segundo cabezal de pozo; medir el flujo de por lo menos dos fases de un fluido en un primero y un segundo conducto de producción con el uso de los primero y segundo medidores de flujo de múltiples fases para producir los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases; y utilizar los primero y segundo datos de flujo de múltiples fases en un sistema de control para controlar la operación de por lo menos una de las primera y segunda válvulas de estrangulación y con ello regular el flujo de fluido en los conductos de producción.

10. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque comprende además una tercera y una cuarta válvula de estrangulación, en donde la tercera válvula de estrangulación se encuentra en serie con, y corriente abajo de la primera y segunda válvula de estrangulación, en donde la cuarta válvula de estrangulación está en serie con, y corriente abajo de la segunda válvula de estrangulación, y en donde la operación de por lo menos las tercera y cuarta válvulas de estrangulación es controlada por el sistema de control .

11. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque por lo menos uno de los conductos de producción son seleccionados del grupo que consiste de un conducto de cabezal de pozo, un conducto de árbol de producción, una columna ascendente, una línea de flujo de producción, y una línea de tubería submarina.

12. El método de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el sistema de control está configurado para reducir el flujo de tapón en los conductos de producción.

13. El método .de conformidad con la reivindicación 9, caracterizado porque el sistema de control está configurado para balancear la composición de fase entre la pluralidad de conductos de producción.

14. Un árbol de producción de aceite/gas caracterizado porque comprende : una primera válvula de estrangulación que se acopla fluidamente entre un cabezal de pozo y un conducto de producción; un medidor de flujo de múltiples fases acoplado al conducto de producción; y un sistema de control, en donde el sistema de control está configurado para controlar la primera válvula de estrangulación con el uso de datos obtenidos del medidor de flujo de múltiples fases.

15. El árbol de producción de conformidad con la reivindicación 14, está caracterizado porque además comprende una segunda válvula de estrangulación, en donde la segunda válvula de estrangulación está en serie y corriente abajo de la primera válvula de estrangulación, y en donde el sistema de control se configura adicionalmente para habilitar el control de la segunda válvula de estrangulación.

16. El árbol de producción de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque además comprende un segundo medidor de flujo de múltiples fases acoplado a un segundo conducto de producción, y en donde el sistema de control está configurado para recibir datos obtenidos del medidor de flujo de múltiples fases.

17. El árbol de producción de conformidad con la reivindicación 16, caracterizado porque el segundo conducto de producción se acopla adicionalmente a una tercera válvula de estrangulación, y en donde el sistema de control está configurado para permitir el control de la primera y tercera válvulas de estrangulación.

18. El árbol de' producción de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el conducto de producción es seleccionado del grupo que consiste de un conducto de cabezal de pozo, un conducto de árbol de producción, una línea de flujo de producción, una columna ascendente, y una línea de tubería submarina.

19. El árbol de producción de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el sistema de control está configurado para reducir el flujo de tapón en el conducto de producción.

20. El árbol de producción de conformidad con la reivindicación 14, caracterizado porque el cabezal de pozo es un cabezal de pozo de alta temperatura alta presión.