NO328099B1 - Fremgangsmate for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner - Google Patents
Fremgangsmate for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner Download PDFInfo
- Publication number
- NO328099B1 NO328099B1 NO19991399A NO991399A NO328099B1 NO 328099 B1 NO328099 B1 NO 328099B1 NO 19991399 A NO19991399 A NO 19991399A NO 991399 A NO991399 A NO 991399A NO 328099 B1 NO328099 B1 NO 328099B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- well
- gas
- procedure
- measure
- stated
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 101
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims description 77
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 76
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 title claims description 36
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 65
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 65
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 33
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 9
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 8
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 6
- 230000009471 action Effects 0.000 description 5
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 238000011143 downstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012261 overproduction Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Transition And Organic Metals Composition Catalysts For Addition Polymerization (AREA)
Description
TEKNISK OMRÅDE
Den foreliggende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner i form av olje og gass, omfattende flere brønner, et trykkgassystem for aktivering av brønnene, et system for oppsamling av de produserte hydrokarboner, og en nedstrøms enhet for behandling av de produserte hydrokarboner.
Oppfinnelsen anvendes for utvinning av hydrokarbonforekomster på land eller offshore.
TIDLIGERE KJENT TEKNIKK
Det eksisterer i det store og hele tre måter å produsere fra brønner på:
- strømningsmodus,
- aktivert modus med gassinjeksjon
aktivert modus med en neddykket pumpeinnretning.
Uansett produksjonsmåte omfatter alle oljebrønner en produksjonsstreng som forbinder bunnen av brønnen, hvor denne befinner seg i nærheten av hydrokarbonreservoaret, med et brønnhode plassert i øvre ende av brønnen.
Produksjonsstrengen avgrenser sammen med foringen som danner brønn veggen, et ringrom.
I den øvre ende av brønnen er produksjonsstrengen forbundet med en ledning utstyrt med en føler for måling av strømningsmengden av produserte hydrokarboner, og også med en strupeventil i oljeutløpet, hvor denne gjør det mulig å styre strømningsmengden av produserte hydrokarboner.
En kjent fremgangsmåte for drift av en slik brønn i strømningsmodus, består i å styre strømningsmengden av produserte hydrokarboner fra denne brønn til en fastsatt verdi, eller i å styre strupeventilstillingen for oljeutløpet til en åpningsinnstilling.
En brønn som produserer i gassinjeksjonsaktivert modus ved bruk av et trykkgassystem, omfatter i tillegg en isolerende ringromstetning i sin nedre ende, gassinjeksjonsventiler plassert med optimale mellomrom langs produksjonsstrengen, og en gassinjeksjonsledning i ringrommet, idet denne ledning er utstyrt med en strupeventil for styring av strømningsmengden av injisert gass.
Virkningen av den injiserte gass er å gjøre hydrokarbonene som strømmer gjennom produksjonsstrengen lettere, for derved å hjelpe disse med å stige opp mot brønnhodet.
Én fremgangsmåte for drift av en brønn som produserer i gassinjeksjonsaktivert modus beskrives i dokument FR 2 672 936. Denne fremgangsmåte består i å betjene strupeventilen i oljeutløpet og strupeventilen for styring av strømningsmengden av injisert gass samtidig, for å styre strømningsmengden av produserte hydrokarboner, avhengig av verdien av fysiske størrelser målt ved hjelp av følere, for eksempel trykket og temperaturen i hydrokarbonene oppstrøms oljeutløpsstrupeventilen, trykket i ringrommet, eller strømningsmengden av gass som injiseres i brønnen.
En brønn som produserer i aktivert modus ved bruk av en neddykket pumpeinnretning inkluderer på samme måte som brønner som produserer i de to andre modus, en ledning utstyrt med et oljeutløp, koblet til den øvre ende av produskjonsstrengen, pluss en annen ledning koblet til den øvre ende av ringrommet og utstyrt med en strupeventil for gassutlufting. Denne strupeventil gjør det mulig å styre strømningsmengden av utluftingsgass, det vil si å trekke ut overskytende fri gass fra brønnen under de termodynamiske forhold som eksisterer i bunnen av brønnen.
En slik brønn inkluderer i tillegg en neddykket pumpe i bunnen av brønnen, hvor denne drives av en elektrisk motor som forsynes med strøm fra en forsyning med variabel frekvens, og gjør det mulig for hydrokarbonene å stige opp mot brønnhodet via produksjonsstrengen.
En fremgangsmåte for drift av en brønn som produserer i aktivert modus ved bruk av en neddykket pumpeinnretning beskrives i fransk patentsøknad nr. 98/01782 av 13.02.1998. Strømningsmengden av produsert olje styres ifølge denne fremgangsmåte ved å betjene oljeutløpsstrupeventilen, gassutluftingsstrupeventilen og hastigheten på den elektriske motor samtidig, avhengig av trykket oppstrøms de to strupeventiler, av strømmen som tas ut av den elektriske motor, og av fysiske størrelser som viser produksjonen fra brønnen, for eksempel trykket i bunnen av brønnen, temperaturen eller utløpsmengden av olje fra brønnen.
US 4685522 viser produksjonssystemer for brønner hvor brønnene styres av en anordning som styrer brønnproduksjonen som en funksjon av forskjellige målte parametre. Styreanordningen har kapasitet til på regulær måte å måle syklisk de forskjellige parametre så som strømning/trykk/temperatur for én eller flere brønner og å styre operasjonen direkte basert på bruk av programmert informasjon eller overvåkede og målte kriterier fra brønnene selv. Dette muliggjør en direkte styring for å oppnå optimalproduksjon av den enkelte brønn eller brønnene samlet basert på reell funksjonsbetingelser.
Hver av disse fremgangsmåter for styring er avhengig av én eller flere fysiske størrelser som refererer til brønnen under styring. De tar ikke hensyn til driftstilstanden i de andre brønner, heller ikke til hvordan gassaktiveringssystemet som er felles for alle de gassinjeksjonsaktiverte brønner oppfører seg, for eksempel som en følge av utilstrekkelig mengde gass, som et resultat av en reduksjon av tilgjengeligheten eller overforbruk, heller ikke til hvordan systemet for oppsamling av produserte hydrokarboner oppfører seg, og heller ikke til hvordan den etterfølgende behandlingsenhet oppfører seg, hvor disse er felles for alle brønnene.
En annen fremgangsmåte som benyttes for drift av en brønn som produserer i gassinjeksjonsaktivert modus, kjent som den dynamiske gasstildelingsfremgangsmåte, gjør det mulig å begrense virkningene forstyrrelsene har på trykket i injeksjonsgassystemet. Denne fremgangsmåte består i å tildele hver enkelt brønn en strøm av injeksjonsgass, hvor denne er beregnet på grunnlag av mengden aktiveringsgass som er tilgjengelig i systemet, og gassfølsomheten i hver enkelt brønn.
Denne dynamiske gasstildelingsfremgangsmåte har to ulemper:
den tar ikke hensyn til driftstilstanden i brønnene, og derfor heller ikke til de krav
som stilles for hver enkelt tilstand,
- den tar ikke hensyn til den tilstand som blir resultatet etter endring av den tildelte gasstrøm, og derfor heller ikke til det nye, virkelige behov.
Disse ulemper kan sette denne fremgangsmåte ut av funksjon, spesielt i oppstartsfasen for brønnen.
Således kan forstyrrelser i hydrokarbonoppsamlingssystemet, som for eksempel tilstopping i sløyfen, variasjoner i mengden tilgjengelig injeksjonsgass, overdreven økning av et væskenivå i en separasjonsstank, eller trykkøkning i en sløyfe, resultere i at installasjoner settes i sikkerhetsstilling, og dermed også resultere i total produksjonsstans.
Når slike hendelser inntrer, spesielt i faser hvor installasjonen settes i sikkerhetsstilling eller gjenoppstartes, utsettes utstyret for store fysiske, termiske og hydrauliske belastninger som kan skade det, og i alle tilfeller vil redusere utstyrets levetid.
BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
Formålet med den foreliggende oppfinnelse er spesielt å avhjelpe disse ulemper, ved å foreslå en fremgangsmåte for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner i form av olje og gass, omfattende flere brønner, et system for oppsamling av de produserte hydrokarboner, og en nedstrøms enhet for behandling av de produserte hydrokarboner, hvilken fremgangsmåte tar hensyn til driftstilstanden i alle brønnene og til variasjonen i fysiske størrelser som refererer til driften av de forskjellige deler av installasjonen.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen gjør det også mulig å drive en installasjon for produksjon av hydrokarboner, hvor denne i tillegg inkluderer et gassystem for aktivering av gassinjeksjonsaktiverte brønner.
Fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen kan anvendes like godt til oppstart og nedstengning av brønnene, som til styring av disse etter oppstart.
På grunn av oppfinnelsen kan produksjonsavbrudd forbundet med forstyrrelser i aktiveringsgassystemet, i oppsamlingssystemet for produserte hydrokarboner, og i den etterfølgende behandlingsenhet unngås, og produksjonen kan opprettholdes på optimalt nivå med full sikkerhet.
For dette formål foreslår oppfinnelsen en fremgangsmåte for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner i form av olje og gass, omfattende flere brønner, et system for oppsamling av produserte hydrokarboner, og en nedstrøms enhet for behandling av de produserte hydrokarboner, idet nevnte system og nevnte nedstrøms enhet har følere for måling av fysiske størrelser som refererer til driften av disse, og hver enkelt brønn styres ifølge en individuell prosedyre som benytter modifiserbare styringsparametre og data som refererer til driftstilstanden i den enkelte brønn under styring, idet fremgangsmåten karakteriseres ved at de styringsparametre som den individuelle prosedyre benytter for styring av hver enkelt brønn endres automatisk, avhengig av minst én av de målte, fysiske størrelser, og av de data som refererer til driftstilstanden i alle brønnene.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, hvor minst én av brønnene aktiveres ved gassinjeksjon, og hvor installasjonen i tillegg har et trykkgassystem for aktivering av nevnte brønn, utstyrt med en føler for måling av en fysisk størrelse som refererer til driften av dette, består den i å sammenligne verdien av nevnte fysiske størrelse med en forutbestemt, meget høy terskel, og dersom nevnte verdi er høyere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én gassinjeksjonsaktivert brønn, for å iverksette minst ett tiltak som vil øke forbruket av aktiveringsgass, for å bringe det målte trykk i aktiveringsgassystemet ned igjen til en verdi under den forutbestemte, meget høye terskel.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er den fysiske størrelse som måles trykket i gassystemet for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil øke forbruket av aktiveringsgass i å starte opp minst én gassinjeksjonsaktivert brønn som har vært stengt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil øke forbruket av aktiveringsgass i å øke strømningsmengden av gass som injiseres i minst én gassinjeksjonsaktivert brønn som produserer på det tidspunkt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er tiltakene som vil øke forbruket av gass for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og det tiltak som iverksettes for å øke forbruket av aktiveringsgass er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, hvor minst én av brønnene aktiveres ved gassinjeksjon, og hvor installasjonen i tillegg har et trykkgassystem for aktivering av nevnte brønn, utstyrt med en føler for måling av en fysisk størrelse som refererer til driften av dette, består den i å sammenligne verdien av nevnte fysiske størrelse med en forutbestemt, høy terskel, og dersom nevnte verdi er lavere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én gassinjeksjonsaktivert brønn, for å iverksette minst ett tiltak som vil redusere forbruket av aktiveringsgass, for å bringe det målte trykk i aktiveringsgassystemet opp igjen til en verdi over den forutbestemte, høye terskel.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er den fysiske størrelse som måles trykket i gassystemet for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil redusere forbruket av aktiveringsgass i å stenge minst én gassinjeksjonsaktivert brønn som produserer på det tidspunkt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil redusere forbruket av aktiveringsgass i å redusere strømningsmengden av gass som injiseres i minst én gassinjeksjonsaktivert brønn som produserer på det tidspunkt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er tiltakene som vil redusere forbruket av gass for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og det tiltak som iverksettes for å redusere forbruket av aktiveringsgass er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn.
Ifølge et annet trekk, består oppfinnelsen i å sammenligne verdien av en målt, fysisk størrelse med en forutbestemt, meget høy terskel, og dersom verdien av nevnte fysiske størrelse er høyere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én brønn, for å iverksette minst ett tiltak som vil redusere hydrokarbonproduksjonen, for å bringe verdien av den målte, fysiske størrelse ned igjen til en verdi under den meget høye, forutbestemte terskel.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil redusere hydrokarbonproduksjonen i å stenge én brønn som produserer på det tidspunkt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil redusere hydrokarbonproduksjonen i å redusere produksjonen fra en brønn som produserer på det tidspunkt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er tiltakene som vil redusere hydrokarbonproduksjonen rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og det tiltak som iverksettes for å redusere hydrokarbonproduksjonen er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn.
Ifølge et annet trekk, består oppfinnelsen i å sammenligne verdien av en målt, fysisk størrelse med en forutbestemt, høy terskel, og dersom verdien av nevnte fysiske størrelse er lavere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én brønn, for å iverksette minst ett tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen, for å bringe verdien av den målte, fysiske størrelse opp igjen til en verdi over den forutbestemte, høye terskel.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil øke hydrokarbonproduksjonen i å øke hydrokarbonproduksjonen fra en brønn som produserer på det tidspunkt. Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, består tiltaket som vil øke hydrokarbonproduksjonen i å starte opp en brønn som har vært stengt.
Ifølge et annet trekk ved oppfinnelsen, er tiltakene som vil øke
hydrokarbonproduksjonen rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og det tiltak som iverksettes for å øke hydrokarbonproduksjonen er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn.
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
I det store og hele benyttes fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen til å drive en installasjon for produksjon av hydrokarboner i form av olje og gass, omfattende flere brønner, et trykksatt aktiveringsgassystem, et system for oppsamling av de produserte hydrokarboner, og en nedstrøms enhet for behandling av de produserte hydrokarboner.
Figur 1 viser hoveddelene i en installasjon for produksjon av hydrokarboner, i form av et eksempel, hvor denne omfatter: - en strømmende brønn 1, dvs. en brønn for utvinning fra et reservoar hvor hydrokarbonenes naturlige trykk er tilstrekkelig til at de kan stige fra bunnen av brønnen opp til brønnhodet via en produksjonsstreng 2, til hvilken det er koblet en oljeutløpsledning 3, og hvor denne ledning 3 er utstyrt med en strupeventil 4 som gjør det mulig å styre hydrokarbonproduksjonen, og med en føler 52 for måling av nevnte strømningsmengde; - en brønn 5 som produserer i gassinjeksjonsaktivert modus, hvor denne omfatter en produksjonsstreng 7, som i sin øvre ende er forlenget ved hjelp av en ledning 9 utstyrt med en strupeventil 11 for oljeutløp; gassinjeksjonsventiler 13 plassert med optimale mellomrom langs produksjonsstrengen 7; et rør 15 for injeksjon av gass i ringrommet 17 som avgrenses av produksjonsstrengen 7 og foringen 19 som danner brannveggen, idet dette rør 15 er utstyrt med en strupeventil 21 for styring av strømningsmengden av injisert gass; en isolerende ringromstetning 23 i nedre ende;
og en føler 47 oppstrøms strupeventilen 21 for styring av strømningsmengden av injisert gass;
- en brønn 6 som produserer i gassinjeksjonsaktivert modus, hvor denne omfatter en produksjonsstreng 8, som i sin øvre ende er forlenget ved hjelp av en ledning 10 utstyrt med en strupeventil 12 for oljeutløp; gassinjeksjonsventiler 14 plassert med optimale mellomrom langs produksjonsstrengen 8; et rør 16 for injeksjon av gass i
ringrommet 18 som avgrenses av produksjonsstrengen 8 og foringen 20 som danner brannveggen, idet dette rør er utstyrt med en strupeventil 22 for styring av strømningsmengden av injisert gass; en isolerende ringromstetning 24 i nedre ende;
og en føler 48 for måling av strømningsmengden av injisert gass, idet denne føler er plassert oppstrøms strupeventilen 22 for styring av strømningsmengden av injisert gass;
en brønn 25 som produserer i aktivert modus ved bruk av en neddykket pumpeinnretning, hvor nevnte brønn omfatter en produksjonsstreng 26, som i sin øvre ende er forlenget ved hjelp av en ledning 27 utstyrt med en strupeventil 28 for oljeutløp; en ledning 29 koblet til øvre ende av ringrommet 30 og utstyrt med en strupeventil 31 for gassutlufting; og i bunnen en neddykket pumpe 32 drevet av en elektrisk motor 33 forsynt med strøm fra en forsyning 34 med variabel frekvens, hvilken pumpe gjør det mulig for hydrokarbonene i bunnen av brønnen å stige opp mot brønnhodet via produksjonsstrengen 26; en føler 46 for måling av trykket oppstrøms strupeventilen 28 for oljeutløp; og en føler 51 for måling av trykket oppstrøms strupeventilen 31;
et trykkgassystem 35 som forsyner ledningene 15 og 16 koblet til ringrommene 17
og 18 i de gassinjeksjonsaktiverte brønner 5 og 6, idet trykket i dette system måles ved hjelp av føleren 36; - et system 37 for oppsamling av de produserte hydrokarboner, til hvilket hydrokarbonutløpsledningene 3, 9, 10 og 27 fra hver enkelt brønn er koblet; - en nedstrøms enhet 38 for behandling av de produserte hydrokarboner, tilført via hydrokarbonoppsamlingssystemet 37, hvor nevnte enhet inkluderer en tank 39 hvor de produserte hydrokarboner separeres for å gi olje og gass, i hvilken oljenivået måles ved hjelp av en føler 40 og trykket måles ved hjelp av en føler 49, og hvor den utskilte olje inneholder vann som har steget opp fra bunnen av brønnen samtidig med hydrokarbonene. Gassen som blir resultatet av separasjonen av innmatede hydrokarboner tilføres for det første en tank 41 som er plassert på innløpssiden av en kompressor 42 som komprimerer gassen for å injisere den i gassystemet 35, og for det andre en ledning 43 for utstrømming av produsert gass. Oljen i bunnen av separatortanken 39 tappes ut ved hjelp av en pumpe som pumper den inn i en ledning 45 for utstrømming av produsert olje.
Apparatet inkluderer også en anordning for å sette installasjonen i sikkerhetsstilling, ikke vist på figur 1.
Figur 2 viser et apparat for iverksetting av fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen, omfattende: - en styreenhet 60 for styring av brønnen 1 som produserer i strømningsmodus, hvor nevnte styreenhet mottar signaler sendt ut av føleren 52, og virker på strupeventilen 4 for oljeutløp. Prosedyren for individuell styring av denne brønn 1 inkluderer en
oppstartssekvens som består i gradvis å åpne strupeventilen 4 fra stengt-/beredskapsstilling, for å oppnå en forutbestemt strømningsmengde av produsert olje, tilsvarende minimumsproduksjonsmodus for denne brønn.
Den individuelle prosedyre for styring av denne brønn 1 i forbindelse med overgang til produksjonsmodus etter en oppstartsfase, består i å styre strømningsmengden av produserte hydrokarboner, hvor denne måles av føleren 52, til et settpunkt, som er lagret i styreenheten 60 i form av en styringsparameter, ved å virke på strupeventilen 4 for oljeutløp;
en styreenhet 61 for styring av brønnen 25 som aktiveres av en neddykket pumpeinnretning, hvor nevnte styreenhet mottar signalene fra trykkfølerne 46 og 51, som befinner seg oppstrøms strupeventilen 28 for oljeutløp og strupeventilen 31 for gassutlufting, og mottar et signal som refererer til den elektriske strømfrekvensen levert av strømforsyningen 34 med variabel frekvens, og virker på strupeventilen 28 for oljeutløp og strupeventilen 31 for gassutlufting og frekvensen til strømforsyningen 34 med variabel frekvens.
Prosedyren for individuell styring av denne brønn 25 inkluderer en oppstartssekvens, som består i å øke hastigheten av motoren 33 gradvis fra en stengt-/beredskapsstilling ved å virke på frekvensen til den variable strømforsyning 34, og i å virke på strupeventilene 28 og 31 for å bringe brønnen opp til minimumsproduksjonsmodus tilsvarende en forutbestemt strømningsmengde av produserte hydrokarboner, hvis verdi er lagret i styreenheten 61 i form av en modifiserbar styringsparameter.
Den individuelle fremgangsmåte for styring av denne brønn 25 i forbindelse med overgang til produksjonsmodus etter en oppstartsfase, består i å:
• øke hastigheten på motoren 33 til en målverdi, som er lagret i form av en styringsparameter i styreenheten 61, • åpne strupeventilen 28 for oljeutløp til en verdi beregnet på grunnlag av målverdien for hastigheten på motoren 33, og • virke på strupeventilen 31 for gassutlufting, for å opprettholde trykket oppstrøms nevnte strupeventil ved en verdi beregnet på grunnlag av målverdien for hastigheten på motoren 33;
en styreenhet 62 for styring av den gassinjeksjonsaktiverte brønn 5, hvor denne mottar signaler fra føleren 47 for strømningsmengde av injisert gass, og virker på strupeventilen 11 for oljeutløp og strupeventilen 21 for gassinjeksjon.
Prosedyren for individuell styring av denne brønn 5 med utgangspunkt i en stengt-/beredskapsstilling, består i å virke på strupeventilen 11 for oljeutløp og strupeventilen 21 for gassinjeksjon i en forutbestemt rekkefølge, for å etablere et minimumsproduksjonsmodus. Med utgangspunkt i dette minimumsproduksjonsmodus, består prosedyren for individuell styring av denne brønn 5 i forbindelse med overgang til et produksjonsmodus i å styre stillingen av strupeventilen 11 for oljeutløp til en forutbestemt verdi, og i å virke på strupeventilen 21 for gassinjeksjon for å styre strømningsmengden av injeksjonsgass til et settpunkt, lagret i styreenheten 62 i form av en styringsparameter;
en styreenhet 63 for styring av den gassinjeksjonsaktiverte brønn 6, hvor denne mottar signaler fra føleren 48 for strømningsmengde av produsert olje, og virker på strupeventilen 12 for oljeutløp og strupeventilen 22 for gassinjeksjon;
Prosedyren for individuell styring av denne brønn 6 med utgangspunkt i en stengt-/beredskapsstilling, består i å virke på strupeventilen 12 for oljeutløp og strupeventilen 22 for gassinjeksjon i en forutbestemt rekkefølge, for å etablere et minimumsproduksjonsmodus. Med utgangspunkt i denne laveste produksjons-mengde, består prosedyren for individuell styring av denne brønn 6 i å styre stillingen av strupeventilen 12 for oljeutløp til en forutbestemt verdi, og i å virke på strupeventilen 22 for gassinjeksjon for å styre strømningsmengden av injeksjonsgass til et settpunkt, lagret i styreenheten 63 i form av en styringsparameter;
en overordnet styreenhet 64, koblet til styreenhetene 60, 61, 62 og 63 for styring av hver av brønnene 1, 5, 6 og 25, hvor denne mottar signaler fra:
• trykkføleren 36 i injeksjonsgassystemet 35,
• føleren 40 for måling av nivået i tanken 39 hvor hydrokarbonene separeres for å gi olje og gass, • føleren 49 for måling av trykket i tanken 39 hvor hydrokarbonene separeres for å gi olje og gass, og
• trykkføleren 53 i ledningen 45 for utstrømming av produsert olje.
Hver styreenhet 60, 61 og 62 er utstyrt med et minne som inneholder:
- et program som svarer til prosedyren for individuell styring av hver enkelt brønn; - parametre for individuell styring av hver enkelt brønn, som for eksempel settpunktene for strømningsmengder av olje for enhver type brønn, settpunktene for strømningsmengder av injisert gass for de injeksjonsgassaktiverte brønner, settpunktene for strømningsmengde av utluftingsgass for de pumpeaktiverte brønner;
data som refererer til driftstilstanden i hver enkelt brønn den kontrollerer, hvilke er som følger:
ute av drift,
stengt / i beredskapsstilling,
i oppstartsmodus,
i minimumsproduksjonsmodus,
i produksjonsmodus; - parametre for individuell styring av hver enkelt brønn, verdiene av hvilke tolkes av den enkelte styringsprosedyre, som for eksempel instrukser for tilstandsendring.
Den overordnede styreenhet 64 er utstyrt med et minne som inneholder et program for iverksetting av fremgangsmåten for drift av installasjonen for produksjon av hydrokarboner.
Styreenhetene 60, 61, 62 og 63 for individuell styring av hver enkelt brønn og den overordnede styreenhet 64 er utstyrt med en anordning for toveiskommunikasjon (ikke vist), hvor denne gjør det mulig for styreenheten 64, via elektrisk forbindelser 65, 66, 67 og 68, å: kjenne til driftstilstanden i hver enkelt brønn;
kjenne til verdiene av styringsparametrene som benyttes i prosedyrene for styring av
hver enkelt brønn;
- endre verdiene av styringsparametrene.
Styreenhetene 61 til 64 er også forbundet med systemet som setter installasjonen i sikkerhetsstilling, hvor dette informerer dem om at de enkelte deler av installasjonen således er satt i sikkerhetsstilling, og at disse deler, spesielt brønnene, derfor er ute av drift.
Ifølge en første måte å realisere fremgangsmåten ifølge oppfinnelsen på, sammenligner den overordnede styreenhet 64 trykket i injeksjonsgassystemet 35, målt ved hjelp av føleren 36, med en forutbestemt, høy terskel.
Dersom dette trykk er lavere en verdien av denne terskel, handler ikke styreenheten 64.
Dersom dette trykk overstiger verdien av denne terskel, sender den overordnede styreenhet 64 ut instrukser til styreenhetene 62 og 63 for styring av de gassinjeksjonsaktiverte brønner 5 og 6, i form av endringer av styringsparametrene, for å øke strømningsmengden av injisert gass, og følgelig redusere trykket i gassinjeksjonssystemet 35.
For å gjøre dette, må den overordnede styreenhet 64 lese av driftstilstanden i brønnen 5 i styreenhetens 62 minne, gjennom anordningen for toveiskommunikasjon. Dersom denne tilstand viser at brønnen 5 er i produksjonsmodus, dvs. at den produserer hydrokarboner ved en strømningsmengde som styres av prosedyren for individuell styring av brønnen 5. For å øke strømningsmengden av injeksjonsgass, øker den overordnede styreenhet 64 den fastsatte verdi for strømningsmengde av gass, hvilken er lagret i styreenheten 62 i form av en styringsparameter.
Den overordnede styreenhet 64 gjentar denne operasjon til trykket i
aktiveringsgassystemet 35 igjen går under verdien av den høye terskel. Dersom trykket fremdeles ligger over den høye terskel etter et forutbestemt tidsrom fastsatt på grunnlag av erfaring, vil den overordnede styreenhet 64 utføre en rekke lignende operasjoner for å øke produksjonen fra den gassinjeksjonsaktiverte brønn 6.
Dersom én eller annen av de gassinjeksjonsaktiverte brønner 5 og 6 ikke er i produksjonsmodus, altså den er stengt eller i beredskapsstilling, vil den overordnede styreenhet 64 kontrollere at denne brønn er ute av drift, og gi en oppstartsinstruks ved å endre den tilsvarende tilstandsparameter i styreenheten som styrer denne brønn.
For å øke strømningsmengdene av produserte hydrokarboner fra hver enkelt brønn, vil betjeningen av strupeventilen for oljeutløp og strupeventilen for gassutlufting utføres ved hjelp av hver av styreenhetene 62 og 63 ifølge prosedyrene for individuell styring av hver av brønnene 5 og 6, hvor dette settes i verk enten ved å heve settpunktene eller ved å starte opp en stengt brønn.
Derved unngås en overdreven trykkøkning i systemet, noe som ville kunne utløse en overgang til delvis sikkerhetsstilling for installasjonen, og som ville kunne resultere i produksjonstap. Samtidig maksimeres hydrokarbonproduksjonen fra de gassinjeksjonsaktiverte brønner.
Ifølge en andre måte å realisere oppfinnelsen på, prioritetsrangeres for det første de tiltak som øker produksjonen, dvs. de tiltak som starter opp og kjører brønnene i produksjonsmodus, og for det andre de tiltak som reduserer produksjonen, dvs. de tiltak som setter brønnene i minimumsproduksjonsmodus og stenger dem. Denne prioritetsrangeringen lagres i den overordnede styreenhet 64 i form av tabeller, som for eksempel tabellene Tl og T2 nedenfor:
I tabeller Tl og T2 er den høyest prioriterte operasjon den som har lavest rangering; således har operasjonen som er rangert som i høyere prioritet enn operasjonen som er rangert som i+j, hvor j > 1, og rangeringen med prioritet 0 betyr at den korresponderende tilstand ikke eksisterer for den type brønn den er anvist til.
I kolonnen for brønntyper står F for strømmende brønn, GA for gassinjeksjonsaktivert brønn, og PA for pumpeaktivert brønn.
Minnet i den overordnede styreenhet 64 rommer også tabeller over mulige overganger mellom de ulike utgangs- og sluttilstander i brønnene, hvilke tabeller har følgende oppbygning:
Etter at installasjonen er blitt startet opp ifølge en kjent oppstartsprosedyre, er brønntilstandene som følger:
Ifølge den andre måte å realisere oppfinnelsen på, sammenligner den overordnede styreenhet 64 kontinuerlig trykkverdien i ledningen 45, målt ved hjelp av føleren 53, med en høy terskel Pl og en meget høy terskel P2, hvor Pl og P2 er forutbestemte, avhengig de karakteristiske egenskaper ved installasjonen
Når trykkverdien i ledningen 45 ligger mellom Pl og P2, iverksetter styreenheten 64 ingen tiltak.
Når trykkverdien i ledningen 45 ligger under terskelen Pl, ser den overordnede styreenhet 64 etter i tabell Tl for å finne det høyest prioriterte tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen. I nærværende eksempel, under forutsetning av at det tiltak som har rangering 1 allerede er blitt utført, vil det høyest prioriterte tiltak være det som er rangert som 2, hvilket svarer til å sette brønn nummer 1 i produksjonsmodus. Ifølge tabell T4 er det kun mulig å oppnå denne tilstand ved å gå fra minimumsproduksjonsmodus. Ved bruk av anordningen for kommunikasjon med styreenheten 60, kontrollerer den overordnede styreenhet 64 at tilstanden i brønn nummer 1 er i minimumsproduksjonsmodus, og dersom dette er riktig, som i nærværende eksempel (tabell T5), gir styreenheten 60 en instruks via kommunikasjonsanordningen om å sette brønn 1 over i produksjonsmodus, og at settpunktet for strømningsmengden av olje skal følges.
Denne instruks tolkes av prosedyren for individuell styring av brønnen 1, hvilken gir verdien som overføres fra styreenheten 64 til settpunktet for strømningsmengde av olje, og hvilken oppdaterer de data som refererer til tilstanden i brønnen 1.
Tilstanden i brønnene er som følger:
Etter at en tidsforsinkelse bestemt på grunnlag av erfaring har passert, for å gi tid til å gjennomføre det påkrevde tiltak, sammenligner den overordnede styreenhet 64 igjen trykkverdien i ledningen 45 med tersklene Pl og P2. Dersom trykkverdien i ledningen 45 er lavere enn terskelen Pl, ser den overordnede styreenhet 64 etter i tabell Tl for å finne det høyest prioriterte tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen. I nærværende eksempel, under forutsetning av at de tiltak som har rangering 1 og 2 er blitt utført, vil det høyest prioriterte tiltak være det som er rangert som 3, hvilket svarer til å starte opp brønn nummer 4, hvis driftstilstand er "ute av drift".
Brønn nummer 4 kan dermed ikke startes opp, og tiltaket rangert som 3 kan ikke iverksettes.
Den overordnede styreenhet 64 ser etter i tabell Tl for å finne det høyest prioriterte tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen, hvilket er det som er rangert som 4, og som svarer til å starte opp brønn nummer 2. Siden denne brønn er av typen som er gassinjeksjonsaktivert, vil den overordnede styreenhet 64 i tillegg kontrollere tilgjengeligheten av gass i injeksjonsgassystemet 35, ved å kontrollere at trykket som måles av føleren 36 er høyere enn den nominelle verdi for drift av dette system 35, idet denne verdi fastslås avhengig av de karakteristiske egenskaper ved de enkelte deler av oppfinnelsen.
Idet dette er tilfelle i nærværende eksempel, gir den overordnede styreenhet 64 instruks til styreenheten 62 om å sette brønnen i oppstartsmodus.
Denne instruks tolkes av prosedyren for individuell styring av brønnen 2, hvilken iverksetter oppstartssekvensen for denne brønn.
Brønnenes driftstilstand er som følger:
Dersom forutsetningen om gasstilgjengelighet ikke hadde vært tilfredsstilt, ville den overordnede styreenhet 64 ha sett etter det høyest mulig prioriterte tiltak for produksjonsøkning ifølge brønnenes driftstilstand.
Brønn 4 vil nå anses som satt i drift, og i en tilstand som tilsvarer "stengt / i beredskap".
Brønnenes driftstilstand er som følger:
Den overordnede styreenhet 64 sammenligner trykkverdien i ledningen 45 med tersklene Pl og P2. Dersom trykkverdien i ledningen 45 er lavere enn terskelen Pl, ser den overordnede styreenhet 64 etter i tabell Tl for å finne det høyest prioriterte tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen, hvilket er det som er rangert som 3, og som svarer til å sette brønn nr. 4 i oppstartsmodus. Den overordnede styreenhet gir instruks om å sette brønn nummer 4 i oppstartsmodus, via kommunikasjonsanordningen, til den lokale styreenhet 61 for individuell styring av brønnen 4. Denne instruks tolkes av prosedyren for individuell styring av brønnen 4, hvilken iverksetter oppstartssekvensen.
Brønnenes driftstilstand er deretter som følger:
Dersom trykkverdien i ledningen 45 blir høyere enn terskelen Pl, ser den overordnede styreenhet 64 etter i tabell T2 for å finne det høyest prioriterte tiltak som vil redusere hydrokarbonproduksjonen. I nærværende eksempel er det høyest prioriterte tiltak det som er rangert som 1, hvilket svarer til delvis avstengning av brønn nummer 3; siden denne brønn er "stengt / i beredskap", kan dette tiltak ikke iverksettes. Den overordnede styreenhet 64 ser etter det neste, høyest prioriterte tiltak, hvilket er det som er rangert som 2, hvilket svarer til delvis avstengning av brønn nummer 2. Siden brønn nummer 2 er i oppstartsmodus, kan dette tiltak ikke iverksettes. Den overordnede styreenhet 64 ser etter det neste, høyest prioriterte tiltak, hvilket er det som er rangert som 3, hvilket svarer til delvis avstengning av brønn nummer 1. Den overordnede styreenhet 64 gir instruks om å sette brønn nummer 1 i den tilstand som svarer til minimumsproduksjonsmodus, via kommunikasjonsanordningen, til styreenheten 60 for individuell styring av brønn 1. Denne instruks tolkes av prosedyren for individuell styring av brønnen 1, hvilken handler deretter.
Brønnenes driftstilstand er deretter som følger:
Ifølge den samme prosedyre som akkurat er beskrevet, sammenligner den overordnede styreenhet 64 samtidig trykket i separatortanken 39, målt ved hjelp av føleren 49, med to terskler, henholdsvis den høye terskel P3 og den meget høye terskel P4. Dersom dette trykk overstiger terskelen P4, fører det til at det settes i gang tiltak som vil redusere oljeproduksjonen, avhengig av hvordan disse tiltak er prioritert, idet tas hensyn til brønnenes driftstilstand. Dersom dette trykk er lavere enn terskelen P3, setter den overordnede styreenhet 64 i verk tiltak som vil øke oljeproduksjonen, avhengig av hvordan disse tiltak er prioritert, idet det tas hensyn til brønnenes driftstilstand.
Ifølge prosedyren beskrevet ovenfor, sammenligner den overordnede styreenhet 64 samtidig væskenivået i tanken 39, målt ved hjelp av føleren 40, med to terskler, henholdsvis den høye terskel P5 og den meget høye terskel P6. Dersom dette trykk overstiger terskelen P6, iverksetter den overordnede styreenhet 64 tiltak som vil redusere oljeproduksjonen, avhengig av hvordan disse tiltak er prioritert, idet det tas hensyn til brønnenes driftstilstand. Dersom dette trykk er lavere enn terskelen P5, iverksetter den overordnede styreenhet 64 tiltak som vil øke oljeproduksjonen, avhengig av hvordan disse tiltak er prioritert, idet det tas hensyn til brønnenes driftstilstand.
På grunn av oppfinnelsen vil således enhver driftsanomali, som for eksempel en tilstopping nedstrøms ledningen 45 eller oppstrøms overproduksjons av olje, hvor dette tilkjennegis ved en trykkøkning i ledningen 45, automatisk resultere i en rekke tiltak som vil redusere produksjonen, idet disse har den effekt at de raskt senker trykket i ledningen 45 under terskelen P2, og derved forhindrer at det når en terskel for utløsning av sikkerhetsstilling, noe som generelt ville resultere i nedstengning av installasjonen. Tiltakene som vil redusere produksjonen styres på en optimal måte, idet de ordnes ifølge prioritet og iverksettes med hensyn til brønnenes driftstilstand.
I tillegg opprettholdes oljeproduksjonen på grunn av oppfinnelsen på et maksimumsnivå som svarer til at trykkverdien i røret 45 ligger mellom tersklene Pl og P2, samtidig som det tas hensyn til driftsbegrensningene for separatortanken, for full sikkerhet.
Oppfinnelsen er ikke begrenset til driften av en slik installasjon som beskrives ovenfor, hvor denne omfatter fire brønner, et injeksjonsgassystem, et system for oppsamling av de produserte hydrokarboner, og et nedstrøms behandlingsanlegg. Den gjelder også for drift av en installasjon omfattende flere dusin brønner, flere injeksjonssystemer, flere systemer for oppsamling av hydrokarboner, og flere nedstrøms behandlingsenheter.
Claims (19)
1. Fremgangsmåte for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner i form av olje og gass, omfattende flere brønner (1, 5, 6, 25), et system (37) for oppsamling av de produserte hydrokarboner, og en nedstrømsenhet (38) for behandling av de produserte hydrokarboner, idet nevnte system (37) og nevnte nedstrømsenhet (38) har følere for måling av fysiske størrelser som refererer til driften av disse, og hver enkelt brønn (1,5,6,25) styres ifølge en individuell prosedyre ved bruk av modifiserbare styringsparametre og data som refererer til driftstilstanden i den enkelte styrte brønn,
karakterisert ved at fremgangsmåten omfatter automatisk å endre styringsparametrene som benyttes av den individuelle prosedyre for styring av hver av brønnene (1, 5, 6,25), avhengig av minst én av de målte, fysiske størrelser og av de data som refererer til driftstilstanden i alle brønnene (1,5,6,25).
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at minst én av brønnene aktiveres ved hjelp av gassinjeksjon, idet installasjonen i tillegg omfatter et trykkgassystem (35) for aktivering av nevnte brønn (1,5), utstyrt med en føler (36) for måling av en fysisk størrelse som refererer til dettes driftstilstand, idet fremgangsmåten består i å sammenligne verdien av nevnte fysiske størrelse med en forutbestemt, meget høy terskel, og dersom nevnte verdi er høyere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1,5), for å iverksette minst ett tiltak for å øke forbruket av aktiveringsgass, for å bringe trykket målt i aktiveringsgassystemet ned igjen til en verdi som er lavere enn den forutbestemte, meget høye terskel.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2,
karakterisert ved at den fysiske størrelse som måles er trykket i gassystemet (35) for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner (1,5).
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 2 eller 3,
karakterisert ved at tiltaket som vil øke forbruket av aktiveringsgass består i å starte opp minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1,5) som har vært stengt.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 2 eller 3,
karakterisert ved at tiltaket som vil øke forbruket av aktiveringsgass består i å øke strømningsmengden av injeksjonsgass som injiseres i minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1, 5) som på det tidspunkt er i produksjon.
6. Fremgangsmåte som angitt i ett av krav 2 til 5,
karakterisert ved at tiltakene som vil øke forbruket av gass for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner (1, 5) er rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og at det tiltak som iverksettes for å øke forbruket av aktiveringsgass er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn (1, 5, 6,25).
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at den, idet minst én av brønnene aktiveres ved hjelp av gassinjeksjon, og installasjonen i tillegg har et trykkgassystem (35) for aktivering av nevnte brønn, utstyrt med en føler (36) for måling av en fysisk størrelse som refererer til driften av dette, består i å sammenligne verdien av nevnte fysiske størrelse med en forutbestemt, høy terskel, og dersom nevnte verdi er lavere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1, 5), for å iverksette minst ett tiltak som vil redusere forbruket av aktiveringsgass, for å bringe det målte trykk i aktiveringsgassen opp igjen til en verdi som er høyere enn den forutbestemte, høye terskel.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 7,
karakterisert ved at den fysiske størrelse som måles er trykket i gassystemet (35) for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner (1,5).
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 7 eller 8,
karakterisert ved at tiltaket som vil redusere forbruket av aktiveringsgass består i å stenge minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1,5) som på det tidspunkt er i produksjon.
10. Fremgangsmåte som angitt i krav 7 eller 8,
karakterisert ved at tiltaket som vil redusere forbruket av aktiveringsgass består i å redusere strømningsmengden av gass som injiseres i minst én gassinjeksjonsaktivert brønn (1, 5) som på det tidspunkt er i produksjon.
11. Fremgangsmåte som angitt i ett av krav 7 til 10,
karakterisert ved at tiltakene som vil redusere forbruket av gass for aktivering av de gassinjeksjonsaktiverte brønner (1, 5) er rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og at det tiltak som iverksettes for å redusere forbruket av aktiveringsgass er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn (1,5,6,25).
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at den består i å sammenligne verdien av en målt, fysisk størrelse med en forutbestemt, meget høy terskel, og dersom verdien av nevnte fysiske størrelse er høyere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én brønn (1, 5, 6, 25), for å iverksette minst ett tiltak som vil redusere hydrokarbonproduksjonen, for å bringe verdien av den målte, fysiske størrelse ned igjen til en verdi som er lavere enn den meget høye, forutbestemte terskel.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 12,
karakterisert ved at tiltaket som vil redusere hydrokarbonproduksjonen består i å stenge minst én brønn som på det tidspunkt er i produksjon.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 12,
karakterisert ved at tiltaket som vil redusere hydrokarbonproduksjonen består i å redusere produksjonen fra en brønn (1, 5,6, 25) som på det tidspunkt er i produksjon.
15. Fremgangsmåte som angitt i ett av krav 12 til 14,
karakterisert ved at tiltakene som vil redusere hydrokarbonproduksjonen er rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og at det tiltak som iverksettes for å redusere hydrokarbonproduksjonen er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn (1, 5,6,25).
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 1,
karakterisert ved at den består i å sammenligne verdien av en målt fysisk størrelse med en forutbestemt, høy terskel, og dersom verdien av nevnte fysiske størrelse er lavere enn nevnte terskel, i å endre minst én parameter i den individuelle prosedyre for styring av minst én brønn (1,5,6,25), for å iverksette minst ett tiltak som vil øke hydrokarbonproduksjonen, for å bringe verdien av den målte fysiske størrelse opp igjen til en verdi over den forutbestemte, høye terskel.
17. Fremgangsmåte som angitt i krav 16,
karakterisert ved at tiltaket som vil øke hydrokarbonproduksjonen består i å øke hydrokarbonproduksjonen fra en brønn (1, 5, 6, 25) som produserer på det tidspunkt.
18. Fremgangsmåte som angitt i krav 16,
karakterisert ved at tiltaket som vil øke hydrokarbonproduksjonen består i å starte opp en brønn (1, 5, 6, 25) som har vært stengt.
19. Fremgangsmåte som angitt i ett av krav 16 til 18,
karakterisert ved at tiltakene som vil øke hydrokarbonproduksjonen er rangert ifølge en forutbestemt driftsprioritering, og at det tiltak som iverksettes for å øke hydrokarbonproduksjonen er det høyest prioriterte tiltak ifølge driftstilstanden i hver enkelt brønn (1,5,6,25).
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| FR9803613A FR2776702B1 (fr) | 1998-03-24 | 1998-03-24 | Methode de conduite d'une installation de production d'hydrocarbures |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO991399D0 NO991399D0 (no) | 1999-03-23 |
| NO991399L NO991399L (no) | 1999-09-27 |
| NO328099B1 true NO328099B1 (no) | 2009-12-07 |
Family
ID=9524428
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19991399A NO328099B1 (no) | 1998-03-24 | 1999-03-23 | Fremgangsmate for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6158508A (no) |
| EP (1) | EP0945589B1 (no) |
| JP (1) | JP4172733B2 (no) |
| BR (1) | BR9902343A (no) |
| CA (1) | CA2264251C (no) |
| FR (1) | FR2776702B1 (no) |
| NO (1) | NO328099B1 (no) |
| OA (1) | OA11108A (no) |
| RU (1) | RU2209942C2 (no) |
Families Citing this family (18)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2376704B (en) * | 1998-05-15 | 2003-03-05 | Baker Hughes Inc | Automatic hydrocarbon production management system |
| FR2783558B1 (fr) * | 1998-09-21 | 2000-10-20 | Elf Exploration Prod | Methode de conduite d'un puits de production d'hydrocarbures de type eruptif |
| NO313767B1 (no) | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s |
| US6937923B1 (en) * | 2000-11-01 | 2005-08-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Controller system for downhole applications |
| FR2822191B1 (fr) * | 2001-03-19 | 2003-09-19 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour neutraliser par injection controlee de gaz, la formation de bouchons de liquide au pied d'un riser se raccordant a une conduite d'acheminement de fluides polyphasiques |
| MY129058A (en) * | 2001-10-01 | 2007-03-30 | Shell Int Research | Method and system for producing an oil and gas mixture through a well |
| AU2002356844C1 (en) | 2001-10-23 | 2010-03-04 | Amgen Fremont Inc. | PSMA antibodies and protein multimers |
| US20050215472A1 (en) | 2001-10-23 | 2005-09-29 | Psma Development Company, Llc | PSMA formulations and uses thereof |
| CA2424745C (en) * | 2003-04-09 | 2006-06-27 | Optimum Production Technologies Inc. | Apparatus and method for enhancing productivity of natural gas wells |
| US20040236706A1 (en) * | 2003-04-30 | 2004-11-25 | Fitch James Chester | Automated machinery lubrication service and maintenance planning system |
| US7273098B2 (en) * | 2004-02-17 | 2007-09-25 | Scientific Microsystems, Inc. | Method for controlling oil and gas well production from multiple wells |
| EA012384B1 (ru) * | 2005-09-19 | 2009-10-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Устройство регулирования перемежающегося потока |
| WO2008032201A2 (en) * | 2006-09-15 | 2008-03-20 | Abb As | Production optimization in an oil and/or gas production system |
| US8232438B2 (en) * | 2008-08-25 | 2012-07-31 | Chevron U.S.A. Inc. | Method and system for jointly producing and processing hydrocarbons from natural gas hydrate and conventional hydrocarbon reservoirs |
| AU2010258105B9 (en) * | 2009-06-12 | 2015-07-16 | Technological Resources Pty Limited | A mine scheduling system |
| RU2487994C2 (ru) * | 2011-07-19 | 2013-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт технических систем "Пилот" | Система управления добычей углеводородного сырья |
| AP2014007385A0 (en) * | 2011-08-18 | 2014-01-31 | Shell Int Research | System and method for producing a hydrocarbon product stream from a hydrocarbon well stream, and a hydrocarbon well stream separation tank |
| US10683742B2 (en) * | 2016-10-11 | 2020-06-16 | Encline Artificial Lift Technologies LLC | Liquid piston compressor system |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2845125A (en) * | 1955-11-02 | 1958-07-29 | Sinclair Oil & Gas Company | Control of oil well production |
| US4305463A (en) * | 1979-10-31 | 1981-12-15 | Oil Trieval Corporation | Oil recovery method and apparatus |
| US4102394A (en) * | 1977-06-10 | 1978-07-25 | Energy 76, Inc. | Control unit for oil wells |
| US4685522A (en) * | 1983-12-05 | 1987-08-11 | Otis Engineering Corporation | Well production controller system |
| FR2621071B1 (fr) * | 1987-09-29 | 1996-01-12 | Inst Francais Du Petrole | Methode et systeme de production d'un effluent contenu dans une formation geologique sous-marine |
| FR2672936B1 (fr) * | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Procede de controle du debit de production d'un puits petrolier. |
| NO325157B1 (no) * | 1995-02-09 | 2008-02-11 | Baker Hughes Inc | Anordning for nedihulls styring av bronnverktoy i en produksjonsbronn |
-
1998
- 1998-03-24 FR FR9803613A patent/FR2776702B1/fr not_active Expired - Lifetime
-
1999
- 1999-03-22 EP EP99400689A patent/EP0945589B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 BR BR9902343-1A patent/BR9902343A/pt not_active IP Right Cessation
- 1999-03-23 US US09/275,271 patent/US6158508A/en not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 CA CA002264251A patent/CA2264251C/fr not_active Expired - Lifetime
- 1999-03-23 RU RU99105842/03A patent/RU2209942C2/ru active
- 1999-03-23 NO NO19991399A patent/NO328099B1/no not_active IP Right Cessation
- 1999-03-24 OA OA9900066A patent/OA11108A/fr unknown
- 1999-03-24 JP JP07902199A patent/JP4172733B2/ja not_active Expired - Lifetime
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP0945589B1 (fr) | 2005-10-12 |
| RU2209942C2 (ru) | 2003-08-10 |
| JP4172733B2 (ja) | 2008-10-29 |
| CA2264251A1 (fr) | 1999-09-24 |
| FR2776702A1 (fr) | 1999-10-01 |
| US6158508A (en) | 2000-12-12 |
| BR9902343A (pt) | 2000-01-11 |
| NO991399L (no) | 1999-09-27 |
| OA11108A (fr) | 2003-04-04 |
| JPH11311084A (ja) | 1999-11-09 |
| CA2264251C (fr) | 2006-05-30 |
| NO991399D0 (no) | 1999-03-23 |
| FR2776702B1 (fr) | 2000-05-05 |
| EP0945589A1 (fr) | 1999-09-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO328099B1 (no) | Fremgangsmate for drift av en installasjon for produksjon av hydrokarboner | |
| US3559731A (en) | Pump-off controller | |
| RU2220278C2 (ru) | Способ управления нефтегазодобывающей скважиной, активируемой путем нагнетания газа | |
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| US5256171A (en) | Slug flow mitigtion for production well fluid gathering system | |
| NO853436L (no) | Turbin (larsson). | |
| RU2523245C2 (ru) | Способы и системы обработки нефтяных и газовых скважин | |
| NO148481B (no) | Fremgangsmaate ved transport av olje og gass under hoeyt trykk i tanker ombord i et skip | |
| NO884801L (no) | Pumpebortfall/gasslaasings-motorstyreanordning for elektriske, nedsenkbare pumper. | |
| CN102777756A (zh) | 灯泡贯流机组润滑油液压系统及控制方法 | |
| US5819849A (en) | Method and apparatus for controlling pump operations in artificial lift production | |
| US6283207B1 (en) | Method for controlling a hydrocarbons production well of the gushing type | |
| NO328004B1 (no) | Fremgangsmate ved styring av en anordning for transport av hydrokarboner mellom produksjonsmidler og et behandlingsanlegg | |
| US3174926A (en) | Methods and means for low temperature separation | |
| US2655008A (en) | Liquid refrigerant transfer in refrigeration system | |
| US3159473A (en) | Low-temperature dehydration of well fluids | |
| RU2613348C1 (ru) | Способ защиты погружного центробежного насоса от срыва подачи | |
| US20240036593A1 (en) | Rejected gas recovery in gas oil separation plants | |
| US20240036594A1 (en) | Rejected gas recovery in gas oil separation plants | |
| JP6555767B1 (ja) | 温泉集中管理システム | |
| RU2346161C2 (ru) | Способ запуска и остановки морского эрлифта и система для его реализации | |
| CN213395992U (zh) | 一种多能级浅层地热利用设备 | |
| Yanto et al. | Significant Increase of NMP-3 Pump Running Hours by Small Modification on Slug Catcher | |
| JP2018091517A (ja) | 給湯装置 | |
| US20220056790A1 (en) | Pour point avoidance in oil/water processing and transport |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MK1K | Patent expired |