BRPI0923021B1

BRPI0923021B1 - Método de controlar fluxo de fluído de um conduto de produção de petróleo/gás e árvore de produção de petróleo/gás.

Info

Publication number: BRPI0923021B1
Application number: BRPI0923021-1A
Authority: BR
Inventors: Timothy Paul Daigle
Original assignee: Fluor Technologies Corporation
Priority date: 2008-12-17
Filing date: 2009-12-16
Publication date: 2019-06-04
Also published as: EP2384388A1; EA201170835A1; EA022511B1; EP2384388A4; US9151137B2; MX2011006017A; AU2009333236A1; BRPI0923021A2; WO2010077932A1; US20110259596A1; AU2009333236B2; EP2384388B1

Abstract

método de controlar fluxo de fluído de um conduto de produção de petróleo/gás e árvore de produção de petróleo/gás a presente invenção refere-se a sistemas e métodos de controle de produção que são considerados nos quais um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases são acoplados operacionalmente a um conduto de produção para fornecer informação de fluxo e composicional para o fluido no conduto de produção. dados provenientes do medidor de fluxo de múltiplas fases são então fornecidos para um sistema de controle que usa os dados para controlar operação de uma ou mais válvulas de estrangulamento de uma ou mais cabeças de poços que são acopladas de forma fluídica ao conduto de produção.

Description

Relatório Descritivo da Patente de Invenção para MÉTODO DE CONTROLAR FLUXO DE FLUÍDO DE UM CONDUTO DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO/GÁS E ÁRVORE DE PRODUÇÃO DE PETRÓLEO/GÁS.

[001] Este pedido reivindica prioridade para o nosso pedido provisório U.S. copendente com o número serial 61/138257, o qual foi depositado em 17 de dezembro de 2008, e que está incorporado neste documento pela referência.

Campo da Invenção [002] O campo da invenção são sistemas e métodos de controle de uma válvula de estrangulamento usando dados provenientes de um medidor de fluxo de múltiplas fases, especialmente as que dizem respeito à produção submarina de petróleo e gás.

Antecedentes da Invenção [003] Recentes descobertas de reservas de petróleo e gás de alta pressão e alta temperatura (HPHT) no Golfo do México e no Mar do Norte apresentaram um desafio significativo para tecnologias de produção submarina, e especialmente para controle de produção. Mais significativamente, embora as diferenças de pressão na produção no início sejam estimadas para ser de cerca de 34.473,79 kPa (5.000 psi) ou mesmo maiores, é esperado que elas diminuam substancialmente ao longo do tempo. Tal gradiente de pressão antecipado é difícil de gerenciar em um modo seguro e econômico usando tecnologia conhecida atualmente.

[004] Portanto, estranguladores submarinos seguros e ajustáveis são essenciais para abordar pelo menos alguns dos problemas associados com sistemas de produção submarina. Na maioria dos casos conhecidos atualmente um único estrangulador de produção submarina é montado em uma árvore de produção submarina, o qual é o principal

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2/18 dispositivo de controle para ajustar a taxa de fluxo de um poço. Dependendo do tipo de fluido transportado (serviço agradável/desagradável) e pressão encontrada, materiais e configurações apropriados podem ser selecionados para melhorar desempenho e vida útil. Infelizmente, como a pressão em excesso em poços HPHT pode ser maior que 34.473,79 kPa (5.000 psi) através do estrangulador de produção, deterioração rápida ou mesmo falha do estrangulador é provável por causa de erosão de alta velocidade no equipamento de estrangulador (por exemplo, em abertura muito pequena, a área de fluxo é relativamente pequena e a velocidade de fluido é alta. Além disso, mudanças de uma fase para duas fases promovem mais erosão, abrasão e cavitação). Para superar pelo menos algumas destas dificuldades, configurações de estrangulador duplo podem ser implementadas tal como descrito no nosso pedido internacional copendente, publicado como WO 2008/045381, o qual está incorporado neste documento pela referência. Embora tais configurações e métodos vantajosamente melhorem manuseio de diferenciais de pressão relativamente altos e estendam vida útil dos estranguladores, diversas desvantagens permanecem apesar disso.

[005] Por exemplo, altas pressões de cabeça de poço frequentemente exigem medições de alocação específicas por causa da enorme rede de linhas de fluxo de produção, colunas de ascensão e tubulações submarinas. Por exemplo, no Golfo do México, estes sistemas são estendidos por todos os vales e depressões, os quais tendem a criar pontos vazios onde água produzida acumula. Como resultado, escoamentos pistonados são comuns entre estes desenvolvimentos e frequentemente exigem grandes sistemas coletores de escoamento pistonado. Além disso, uma vez que estrangulamento efetivo é crítica para aplicar em sistemas HIPP (Sistema de Proteção Contra Pressão de Alta Integridade) para a tubulação submarina, tipicamente é exigido do estrangulador fixar a pressão na entrada bem abaixo da pressão de projeto

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3/18 para permitir fenômenos transitórios de fluxo e para fornecer tempo suficiente para uma válvula HIPPS fechar no caso de um aumento de pressão por causa de obstrução. Tal como conhecido atualmente, sistemas de válvula de estrangulamento falham para ser responsivos à composição de fluido e mudanças do mesmo, controle de pressão e de fluxo permanece difícil na produção, e especialmente em produção submarina.

[006] Para superar pelo menos algumas das dificuldades associadas com controle de fluxo em sistemas submarinos, várias tentativas têm sido feitas. Por exemplo, temperatura e/ou pressão podem ser medidas em um ponto a montante de uma localização onde um escoamento pistonado é gerado tal como descrito na WO 02/46577. Um controlador de realimentação dinâmico calcula então a partir da medição de temperatura ou de pressão um ajuste apropriado para uma válvula de saída que fica a jusante do sensor de temperatura e pressão. Alternativamente, escoamento pistonado é controlado por uma válvula de estrangulamento na linha de fluxo a montante de um separador gás-líquido e um medidor de pressão diferencial que é usado para medir a presença e o volume do escoamento pistonado na linha de fluxo (ver, por exemplo, a Patente U.S. No. 5.544.672). De forma similar, a Patente U.S. No. 7.434.621 descreve um sistema com um coletor de escoamento pistonado ou separador de fase onde um detector de escoamento pistonado é localizado a jusante do ponto de iniciação de escoamento pistonado e a montante do coletor ou separador. Aqui, uma unidade de computador é integrada ao sistema de linha de fluxo e ao processo a jusante para determinar o tipo e volume do escoamento pistonado e para predizer seu momento de chegada no processo a jusante. Embora tais sistemas em alguns casos permitam pelo menos automação parcial de controle de fluxo, sistemas conhecidos atualmente tendem a ser inadequados para uso em poços HTHP e caminhos de fluxo complexos. Além disso,

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4/18 sistemas de controle mais conhecidos para impedir ou reduzir escoamento pistonado sofrem de retardo significativo entre medição e ação corretiva.

[007] Portanto, embora inúmeras configurações e métodos de controle de produção sejam conhecidos na técnica, todos ou quase todos eles sofrem de uma ou mais desvantagens. Assim, existe ainda uma necessidade de fornecer configurações e métodos aperfeiçoados de controle de produção, e particularmente controle de poço de produção. Sumário da Invenção [008] A presente invenção diz respeito a sistemas e métodos de controle de produção, e especialmente controle de produção submarina de petróleo e gás onde um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases são acoplados operacionalmente a uma cabeça de poço, árvore de produção, linha de fluxo de produção, coluna de ascensão e/ou tubulação submarina. Informação de fluxo e composicional proveniente do(s) medidor(s) de fluxo(s) de múltiplas fases é então fornecida para um sistema de controle que é configurado para controlar operação de uma ou mais válvulas de estrangulamento que são acopladas de forma fluídica à cabeça de poço, árvore de produção, linha de fluxo de produção, coluna de ascensão e/ou tubulação submarina.

[009] Em um aspecto da matéria inventiva em questão, um método de controlar fluxo de fluido de um conduto de produção de petróleo/gás inclui uma etapa na qual uma primeira válvula de estrangulamento é acoplada de forma fluídica a uma cabeça de poço. Em outra etapa, fluxo de pelo menos duas fases do fluido é medido no conduto de produção (por exemplo, conduto de cabeça de poço, conduto de árvore de produção, linha de fluxo de produção, coluna de ascensão e/ou tubulação submarina) usando um medidor de fluxo de múltiplas fases para assim produzir dados de fluxo de múltiplas fases. Também em outra etapa, os dados de fluxo de múltiplas fases são então usados em um sistema de

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5/18 controle para controlar operação da válvula de estrangulamento para assim regular o fluxo de fluido no conduto de produção.

[0010] Mais preferivelmente, uma segunda válvula de estrangulamento está em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, e operação da segunda válvula de estrangulamento também é controlada pelo sistema de controle. De uma maneira geral é mais preferido medir fluxo de pelo menos duas fases de um segundo fluido em um segundo conduto de produção usando um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir segundos dados de fluxo de múltiplas fases, e usar os segundos dados de fluxo de múltiplas fases no sistema de controle para controlar operação da primeira (e/ou segunda) válvula de estrangulamento para assim regular o fluxo de fluido no conduto de produção. Altemativamente ou de forma adicional os segundos dados de fluxo de múltiplas fases também podem ser usados no sistema de controle para controlar operação de uma terceira válvula de estrangulamento para assim regular fluxo do segundo fluido em um segundo conduto de produção. Entre outros benefícios, deve ser percebido que o sistema de controle em métodos e sistemas considerados pode ser configurado para reduzir efetivamente escoamento pistonado no conduto de produção e/ou para equilibrar composição de fase entre uma pluralidade de condutos de produção. Embora não limitante para a matéria inventiva em questão, de uma maneira geral é preferido que o poço seja um poço HPHT e que a pressão de cabeça de poço seja, portanto, de pelo menos 17.236,89 kPa (2.500 psi), e mais tipicamente de pelo menos 24.131,65 kPa (3.500 psi).

[0011] Em outro aspecto da matéria inventiva em questão, um método de controlar fluxo de fluido em uma pluralidade de condutos de produção de petróleo/gás que são acoplados de forma fluídica uns aos outros incluirá as etapas de acoplar de forma fluídica uma primeira válvula de estrangulamento a uma primeira cabeça de poço, e acoplar de

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6/18 forma fluídica uma segunda válvula de estrangulamento a uma segunda cabeça de poço; medir fluxo de pelo menos duas fases de um fluido em um primeiro e em um segundo conduto de produção que são acoplados de forma fluídica às primeira e segunda válvulas de estrangulamento usando primeiro e segundo medidores de fluxo de múltiplas fases para produzir primeiros e segundos dados de fluxo de múltiplas fases; e usar os primeiros e segundos dados de fluxo de múltiplas fases em um sistema de controle para controlar operação de pelo menos uma de as primeira e segunda válvulas de estrangulamento para assim regular fluxo de fluido nos condutos de produção. Mais preferivelmente, uma terceira e uma quarta válvula de estrangulamento 11 estarão em série com a primeira e a segunda válvula de estrangulamento e a jusante delas, respectivamente, em que a quarta válvula de estrangulamento está em série com a segunda válvula de estrangulamento e a jusante dela, e em que operação de pelo menos as terceira e quarta válvulas de estrangulamento é controlada pelo sistema de controle.

[0012] Consequentemente, ainda em mais um aspecto considerado da matéria inventiva em questão, o inventor também considera uma árvore de produção de petróleo/gás que inclui uma primeira válvula de estrangulamento que é acoplada de forma fluídica entre uma cabeça de poço e um conduto de produção. Um medidor de fluxo de múltiplas fases é acoplado operacionalmente ao conduto de produção. Árvores de produção consideradas serão acopladas adicionalmente de forma operacional (por exemplo, eletronicamente e/ou hidraulicamente) a um sistema de controle que é configurado para controlar a primeira válvula de estrangulamento usando dados obtidos do medidor de fluxo de múltiplas fases.

[0013] Mais preferivelmente, a árvore inclui uma segunda válvula de estrangulamento instalada em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, em que o sistema de controle é configurado

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7/18 adicionalmente para permitir controle da segunda válvula de estrangulamento. Onde desejado, um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases pode ser acoplado a um segundo conduto de produção, e o sistema de controle pode ser configurado para receber dados obtidos do medidor de fluxo de múltiplas fases. Em tal caso, o segundo conduto de produção pode ser acoplado adicionalmente a uma terceira válvula de estrangulamento, e o sistema de controle pode então ser configurado para permitir controle das primeira e terceira válvulas de estrangulamento.

[0014] Vários objetivos, recursos, aspectos e vantagens da presente invenção se tornarão mais aparentes a partir da descrição detalhada a seguir de modalidades preferidas da invenção.

Descrição Detalhada [0015] O inventor descobriu que controle de produção, e particularmente controle de produção submarina de óleo e gás, pode ser significativamente melhorado em configurações e métodos onde um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases são empregados como sensor(s) para fornecer dados em tempo real que sejam representativos de composição de fluxo e de fases em um conduto de produção (por exemplo, conduto de cabeça de poço, conduto de árvore de produção, linha de fluxo de produção, coluna de ascensão e/ou tubulação submarina). Os dados assim obtidos são então retransmitidos para um sistema de controle que é configurado para controlar operação de uma ou mais válvulas de estrangulamento que são acopladas de forma fluídica ao conduto de produção. Em aspectos especialmente preferidos, uma unidade de controle controlará operação de duas ou mais válvulas de estrangulamento, e/ou receberá dados de dois ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases de dois ou mais condutos de produção distintos.

[0016] Consequentemente deve ser percebido que operação de uma ou mais válvulas de estrangulamento pode ser controlada em um

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8/18 modo automatizado usando dados provenientes de um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases para assim permitir ajuste em fluxo e/ou diferencial de pressão em resposta às condições de produção mudando continuamente ou de forma aguda, e especialmente para mudanças no fluxo e/ou composição de produto global.

[0017] Em um exemplo especialmente preferido, um método de controlar fluxo de fluido de um conduto de produção de petróleo/gás é considerado no qual uma primeira válvula de estrangulamento é acoplada de forma fluídica a uma cabeça de poço (por exemplo, por meio de acoplamento à árvore de produção associada com a cabeça de poço). Um medidor de fluxo de múltiplas fases é então usado para medir o fluxo de pelo menos duas (e mais tipicamente três) fases do fluido no conduto de produção. Embora não limitante para a matéria inventiva em questão, de uma maneira geral é preferido que a medição seja contínua ou executada em intervalos relativamente curtos (por exemplo, dentro de segundos, e menos preferivelmente minutos). As medições tipicamente são fornecidas como dados de fluxo de múltiplas fases brutos ou compactados, e transferidas para um ou mais sistemas de controle, os quais usam então os dados de fluxo de múltiplas fases para controlar operação da válvula de estrangulamento, regulando assim o fluxo de fluido no conduto de produção. De uma maneira geral é mais preferido (e particularmente onde o poço é um poço de alta temperatura e alta pressão) que uma segunda válvula de estrangulamento seja acoplada de forma fluídica à linha de produção. Mais tipicamente, a segunda válvula de estrangulamento está em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, e operação da segunda válvula de estrangulamento também é controlada pelo sistema de controle.

[0018] Deve ser notado que tais configurações e métodos vantajosamente permitem controle preciso e tipicamente em tempo real (por

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9/18 exemplo, medição e ação corretiva em menos de 1 min, mais tipicamente em menos de 10 s) de fluxo e pressão de produção através de um conduto de produção baseado em composição de fases e fluxo, o que tradicionalmente não tem sido alcançável usando tecnologia de sensor convencional. Além disso, embora configurações e métodos considerados possam ser implementados em uma solução de única válvula de estrangulamento, tipicamente é preferido que condutos de produção e medidores de múltiplas fases adicionais sejam acoplados operacionalmente à primeira válvula de estrangulamento e medidor de fluxo.

[0019] Por exemplo, é considerado medir fluxo de pelo menos duas fases de um segundo fluido em um segundo conduto de produção usando um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir segundos dados de fluxo de múltiplas fases. Os segundos dados de fluxo de múltiplas fases assim produzidos são então usados no sistema de controle (ou no segundo sistema de controle) para controlar operação da válvula de estrangulamento para assim regular o fluxo de fluido no conduto de produção. Alternativamente, ou de forma adicional, fluxo de pelo menos duas fases de um segundo fluido pode ser medido em um segundo conduto de produção usando um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir segundos dados de fluxo de múltiplas fases, em que os segundos dados de fluxo de múltiplas fases são usados no sistema de controle (ou no segundo sistema de controle) para controlar operação de uma terceira válvula de estrangulamento para assim regular fluxo do segundo fluido em um segundo conduto de produção. Assim, deve ser percebido que análise composicional de fluxo e de fase de fluido em um conduto pode ser empregada para controlar taxa de fluxo de um outro fluido em um segundo conduto, o que é particularmente vantajoso em campos de produção de gás e petróleo relativamente complexos tendo múltiplos condutos de produção e acoplados de

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10/18 forma fluidica.

[0020] Em outro exemplo preferido, e especialmente onde múltiplos condutos de produção estão presentes em um campo de petróleo ou gás, múltiplos medidores de fluxo de múltiplas fases podem ser empregados sob o controle de um ou mais sistemas de controle. Consequentemente deve ser percebido que tais configurações e métodos também podem ser empregados para controlar fluxo de fluido em uma pluralidade de condutos de produção de petróleo/gás (que são tipicamente acoplados de forma fluídica uns aos outros). Em tal caso, tipicamente é preferido conectar de forma fluídica uma primeira válvula de estrangulamento a uma primeira cabeça de poço, e conectar de forma fluídica uma segunda válvula de estrangulamento a uma segunda cabeça de poço. Fluxo de pelo menos duas fases de um fluido nos primeiro e segundo condutos de produção é então medido usando primeiro e segundo medidores de fluxo de múltiplas fases para assim produzir primeiros e segundos dados de fluxo de múltiplas fases correspondentes. Os primeiros e segundos dados de fluxo de múltiplas fases são então usados em um sistema de controle para controlar operação da primeira e/ou da segunda válvula de estrangulamento para assim regular fluxo de fluido nos condutos de produção. De uma maneira geral é preferido em tais configurações e métodos que uma terceira válvula de estrangulamento esteja em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, e que uma quarta válvula de estrangulamento esteja em série e a jusante da segunda válvula de estrangulamento, e que operação de pelo menos as terceira e quarta válvulas de estrangulamento seja controlada pelo sistema de controle.

[0021] Portanto, e visto a partir de uma perspectiva diferente, deve ser percebido que o inventor também considera uma árvore de produção de petróleo/gás (ou outra estrutura de cabeça de poço) que tenha

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11/18 uma primeira válvula de estrangulamento que é acoplada de forma fluídica entre uma cabeça de poço e um conduto de produção, e um medidor de fluxo de múltiplas fases é acoplado ao conduto de produção e/ou à cabeça de poço. Estruturas consideradas serão acopladas adicionalmente de forma operacional a um sistema de controle que é configurado para controlar a primeira válvula de estrangulamento usando dados obtidos do medidor de fluxo de múltiplas fases.

[0022] Tal como já notado anteriormente, tipicamente é preferido que uma segunda válvula de estrangulamento seja acoplada de forma fluídica à primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, e em que o sistema de controle é configurado adicionalmente para permitir controle da segunda válvula de estrangulamento. De forma similar, é ainda mais preferido que um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases seja acoplado a um segundo conduto de produção, em que o sistema de controle é configurado para receber dados obtidos do medidor de fluxo de múltiplas fases. Adicionalmente, ou de forma alternativa, o segundo conduto de produção também pode ser acoplado a uma terceira válvula de estrangulamento, e o sistema de controle pode ser configurado para permitir controle da primeira e da terceira válvula de estrangulamento.

[0023] Com relação ao sistema de controle é considerado de uma maneira geral que o sistema de controle receberá dados de pelo menos um medidor de fluxo de múltiplas fases, e que os dados serão representativos da taxa de fluxo de uma fase específica, e que os dados também serão representativos da composição de fase do fluxo de fluido (por exemplo, indicação da fração de pelo menos duas fases). Fases comumente encontradas incluirão líquidos de hidrocarboneto, gases de hidrocarboneto (e gases associados tais como CO2, H2S, etc.), água produzida e areia.

[0024] Sistemas de controle adequados incluem tipicamente um ou

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12/18 mais computadores ou outros dispositivos de processamento de sinais digitais (por exemplo, controlador lógico programável) que são configurados/programados para capacitar o sistema de controle para receber dados de um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases, e para fornecer de forma direta ou indireta (por exemplo, por meio de um controlador hidráulico) sinais de controle para uma ou mais válvulas de estrangulamento para assim controlar operação das válvulas de estrangulamento. Em um sistema de controle típico, um sinal para a válvula de estrangulamento é gerado mediante uma mudança significativa na composição de fase do fluido e/ou mudança significativa na taxa de fluxo do fluido. Em muitas modalidades típicas, os sistemas de controle (por exemplo, sistema de computador baseado em UNIX ou WINDOWS) empregarão modelos empíricos ou teóricos para dinâmica de fluxo apropriada e/ou fluxo de produção otimizado. Por exemplo, onde um medidor de fluxo de múltiplas fases fornece dados que são indicativos de um aumento fracionário na água produzida, a unidade de controle pode ser programada ou configurada de outro modo para enviar um sinal de controle para a válvula de estrangulamento para reduzir ou mesmo interromper fluxo através da válvula de estrangulamento. Por outro lado, onde um medidor de fluxo de múltiplas fases de um conduto fornece dados que são indicativos de uma taxa de fluxo total reduzida, a unidade de controle pode ser programada ou configurada de outro modo para enviar um sinal de controle para uma válvula de estrangulamento de outro conduto de produção para aumentar fluxo através dessa válvula de estrangulamento.

[0025] Com relação à transferência de dados do(s) medidor(s) de fluxo(s) de múltiplas fases e transmissão do sinal de controle para a válvula de estrangulamento ou dispositivo intermediário, deve ser notado que todos os modos conhecidos de transferência de dados e/ou transmissão são supostos adequados para uso neste documento. Por

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13/18 exemplo, transferência e/ou transmissão de dados adequados incluem transferência por meio de sinal elétrico em uma linha de sinal, sinal ótico em uma fibra ótica, sinal de rádio em um ou mais canais RF, etc. Certamente, também deve ser percebido que configurações e métodos considerados podem incluir mais de um sistema de controle que podem operar individualmente ou em um modo interligado (por exemplo, dois ou mais sistemas de controle são conectados diretamente e/ou são coordenados por um sistema de controle principal). Portanto, deve ser reconhecido que sistema de controle especialmente preferido será configurado para reduzir escoamento pistonado no(s) conduto(s) de produção e/ou equilibrar composição de fase entre uma pluralidade de condutos de produção. É considerado adicionalmente que os sistemas de controle preferivelmente são (mas não necessariamente) de parte superior, e receberão dados por meio de canais de transmissão de dados tal como discutido anteriormente. O(s) sinal(s) de controle para a(s) válvula(s) de estrangulamento é(são) então retransmitido(s) para as válvulas em modo convencional (por exemplo, eletronicamente ou hidraulicamente). Existem inúmeros modos de controle de válvulas de estrangulamento conhecidos na técnica, e modos adequados são descritos no WO 99/47788 e nas Patentes U.S. Nos. 6.988.554, 6.575.237 e 6.567.013.

[0026] Embora de uma maneira geral seja preferido que os condutos de produção sejam linhas de fluxo de produção, colunas de ascensão e/ou tubulação submarina, outros condutos de produção adequados incluem condutos de cabeças de poços, condutos de árvores de produção, e mesmo coletores de escoamento pistonado. Portanto, configurações e métodos considerados tipicamente serão implementados em uma cabeça de poço, e mais tipicamente em uma cabeça de poço HPHT (por exemplo, tendo uma temperatura de fluido de pelo menos 93,33°C

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14/18 (200°F), mais tipicamente de pelo menos 121,11°C (250°F), e mais tipicamente de pelo menos 148,89°C (300°F), enquanto que o diferencial de pressão entre o fluido na cabeça de poço e a pressão de coluna de ascensão será igual ou acima de 13.789,51 kPa (2.000 psi), mais tipicamente igual ou acima de 24.131,65 kPa (3.500 psi), e mais tipicamente igual ou acima de 34.473,79 kPa (5.000 psi).

[0027] Com relação à válvula de estrangulamento é preferido de uma maneira geral que a válvula de estrangulamento seja uma válvula de estrangulamento submarina tendo uma haste que seja móvel em relação a um cilindro que tenha uma pluralidade de aberturas ou canais para assim controlar o fluxo do fluido. Assim, todos os estranguladores de produção submarina conhecidos e disponíveis comercialmente são supostos adequados para uso neste documento, e a escolha particular de um estrangulador dependerá predominantemente do volume e pressão de produção. Portanto, estranguladores de produção adequados incluem aqueles nos quais pilhas de discos fornecem um caminho tortuoso para o produto, aqueles nos quais uma série de luvas concêntricas define caminhos de fluxo, e especialmente aqueles projetados para exibir resistência ao desgaste melhorada durante períodos de operação prolongados. Dependendo da válvula de estrangulamento e sistema de controle particulares, a válvula de estrangulamento pode ser controlada por meio de acionamento hidráulico, pneumático e elétrico. Válvulas de estrangulamento submarinas adequadas exemplares são descritas no WO 2007/074342 e nas patentes U.S. Nos. 4.589.493, 4.938.450, 5.018.703, 6.105.614 e 6.701.958.

[0028] Embora de uma maneira geral seja considerado que as posições das primeira e segunda válvulas de estrangulamento possam variar consideravelmente, é preferido que as válvulas de estrangulamento sejam montadas em dispositivos que sejam localizados no fundo do

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15/18 mar. Assim, e entre outras opções, é considerado que o primeiro estrangulador é montado em uma árvore de produção. A segunda válvula de estrangulamento pode então ser montada em série com a primeira válvula de estrangulamento na mesma árvore e a jusante da primeira válvula de estrangulamento para receber o fluxo que é reduzido em pressão. Alternativamente, a segunda válvula de estrangulamento também pode ser montada em uma posição a montante de uma coluna de ascensão, e mais preferivelmente a montante de uma base de coluna de ascensão. Portanto, localizações adequadas da segunda válvula de estrangulamento incluem o coletor de produção, a base submersa/coletor de extremidade de linha de fluxo (FLEM). Entretanto, localizações ainda mais preferidas incluem a árvore de produção, uma ligação em ponte de poço, uma ligação em ponte de linha de fluxo, e/ou um dispositivo de extremidade de tubulação (por exemplo, terminação de extremidade de tubulação (PLET) ou um coletor de extremidade de tubulação (PLEM)). Entre outras vantagens, deve ser notado que sistemas e métodos considerados otimizarão produção, permitirão melhor desempenho/durabilidade de estrangulador, minimizarão uso de equipamento de grande área ocupada (por exemplo, coletor de escoamento pistonado), e aprimorarão conhecimento de produção com aquisição de dados em tempo real de produções. Além disso, sistemas e métodos considerados também permitirão uma operação mais segura de equipamento de alta pressão e testes e diagnósticos de poço mais eficientes.

[0029] De forma similar, a localização do medidor de fluxo de múltiplas fases pode variar consideravelmente e tipicamente dependerá pelo menos em parte do tipo de conduto de produção, localização e/ou (submarina) terreno. Entretanto, de uma maneira geral é preferido que o medidor de fluxo de múltiplas fases seja proximal à árvore de produção, e mais preferivelmente acoplado à árvore de produção. Alternativamente, um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases também podem ser

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16/18 proximais ou acoplados a um coletor fluxo ou base de coluna de ascensão. Existem inúmeros medidores de fluxo de múltiplas fases conhecidos na técnica, e todos eles são supostos adequados para uso neste documento. Entretanto, medidores de fluxo de múltiplas fases particularmente adequados incluem aqueles adequados para operação em um ambiente submarino. Por exemplo, medidores de fluxo de múltiplas fases apropriados são descritos nos Pedidos de Patente U.S. No. 2006/0247869A1 e WO 2009/049315A1 e na Patente U.S. No. 6.993.979B2.

[0030] Enquanto o arranjo específico dos estranguladores, sistema de controle e do medidor de fluxo de múltiplas fases não seja crítico para a matéria inventiva em questão, de uma maneira geral é preferido que o Estrangulador Inteligente seja projetado com uma área ocupada universal para assim utilizar qualquer projeto de medidor vendido e qualquer sistema de estrangulamento. Ainda deve ser percebido adicionalmente que o Estrangulador Inteligente permitirá reconhecer condições se desenvolvendo na rede de produção e também permitirá executar ação contrária apropriada para varrer um fluxo consistente através do sistema de produção para assim otimizar produção de reservatório, garantia de fluxo e desempenho de reservatório. Consequentemente deve ser percebido que sistemas e métodos considerados vantajosamente fornecem uma resposta dinâmica e em tempo real para dados fornecidos por um ou mais medidores de fluxo de múltiplas fases para assim monitorar e controlar efetivamente o desempenho de estrangulador. Vistos a partir de uma perspectiva diferente, sistemas de controle considerados fornecerão um sistema de interface em tempo real para permitir programação de automação do sistema de estrangulamento, projetado com sensibilidade para a operação confiável dos estranguladores. Como tal, o uso de um sistema de controle programável pode servir como o cérebro do sistema. Além do mais, o uso de uma saída

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17/18 de medidor de fluxo de múltiplas fases para controlar a função dos estranguladores como um Estrangulador Inteligente deve fornecer rendimentos de reservatórios máximos com confiabilidade e segurança aumentadas.

[0031] Também deve percebido que as medições de múltiplas fases dinâmicas e em tempo real ligadas a um estrangulador submarino duplo podem ser usadas para dividir a pressão para proteger os estranguladores e aprimorar e otimizar produção do reservatório. Como o medidor de fluxo de múltiplas fases submarino fornece a medição mais dinâmica em uma medição submarina, os dados assim obtidos fornecerão o melhor método de detecção/realimentação para controlar um sistema estrangulador. Tal sistema reduzirá ou mesmo eliminará então desenvolvimentos de escoamentos pistonados (por exemplo, de água produzida em sistemas de produção submarina) e outras irregularidades de fluxo para adaptar um perfil de produção de um reservatório a uma curva de produção ideal que pode ser comparada à análise PVT (pressão, volume e temperatura) e pressões de saturação pré-identificadas e o envelope de fases de poço específico.

[0032] Estas e outras vantagens melhoram economia (por exemplo, por causa de intervenção reduzida de substituição de estranguladores) e tempo de produção, e reduzem risco para pessoal e equipamento durante falha. Deve ser notado que configurações e métodos considerados não exigirão tecnologia dedicada ou nova, mas poderão empregar tecnologia de estrangulador comprovada atualmente. Além disso, deve ser notado que uso de estranguladores de produção submarina sequenciais, especialmente quando operados na cabeça de poço ou nas proximidades dela, facilitará significativamente operação por toda a vida de produção total de um poço submarino.

[0033] Assim, modalidades e aplicações específicas de métodos de controle de produção submarina foram reveladas. Deve estar aparente,

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18/18 entretanto, para os versados na técnica que muito mais modificações além dessas já descritas são possíveis sem divergir dos conceitos inventivos neste documento. A matéria inventiva em questão, portanto, não é para ser restringida exceto no espírito das reivindicações anexas. Além disso, ao interpretar tanto o relatório descritivo quanto as reivindicações todos os termos devem ser considerados no modo mais amplo possível consistente com o contexto. Em particular, os termos compreende e compreendendo devem ser interpretados como se referindo a elementos, componentes ou etapas em um modo não exclusivo, indicando que os elementos, componentes ou etapas referenciados podem estar presentes, ou utilizados ou combinados com outros elementos, componentes ou etapas que não estão referenciadas expressamente. Além disso, onde uma definição ou uso de um termo em uma referência, a qual está incorporada neste documento pela referência, é inconsistente ou contrária à definição desse termo fornecida neste documento, a definição desse termo fornecida neste documento se aplica e a definição desse termo na referência não se aplica.

Claims

REIVINDICAÇÕES

1. Método de controlar fluxo de fluido de um conduto de produção de petróleo/gás, compreendendo:

acoplar de forma fluídica uma primeira válvula de estrangulamento a uma cabeça de poço;

medir fluxo de pelo menos duas fases do fluido no conduto de produção a jusante da cabeça de poço usando um medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir dados de fluxo de múltiplas fases;

caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente medir fluxo de pelo menos duas fases de um segundo fluído em um segundo conduto de produção usando um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir segundos dados de fluxo de múltiplas fases; e usar os dados de fluxo de múltiplas fases e os segundos dados de fluxo de múltiplas fases em um sistema de controle para controlar operação da válvula de estrangulamento para assim regular o fluxo de fluido no conduto de produção.
2. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente uma segunda válvula de estrangulamento, em que a segunda válvula de estrangulamento está em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, e em que operação da segunda válvula de estrangulamento também é controlada pelo sistema de controle.
3. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o conduto de produção é selecionado do grupo consistindo em um conduto de cabeça de poço, um conduto de árvore de produção, uma linha de fluxo de produção, uma coluna de ascensão e uma tubulação submarina.
4. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente uma etapa de medir fluxo

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2/4 de pelo menos duas fases de um segundo fluido em um segundo conduto de produção usando um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases para produzir segundos dados de fluxo de múltiplas fases, e usar os segundos dados de fluxo de múltiplas fases no sistema de controle para controlar operação de uma terceira válvula de estrangulamento para assim regular fluxo do segundo fluido em um segundo conduto de produção.
5. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sistema de controle é configurado para reduzir escoamento pistonado no conduto de produção.
6. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o sistema de controle é configurado para equilibrar composição de fase entre uma pluralidade de condutos de produção.
7. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que um diferencial de pressão entre uma pressão do fluido na cabeça de poço e uma pressão do fluido em uma coluna de ascensão é de pelo menos 17.236,89 kPa (2.500 psi).
8. Método, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente acoplar de forma fluídica uma segunda válvula de estrangulamento a uma segunda cabeça de poço; e usar os primeiros e segundos dados de fluxo de múltiplas fases no sistema de controle para controlar operação de pelo menos uma de as primeira e segunda válvulas de estrangulamento para assim regular fluxo de fluido nos condutos de produção.
9. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que compreende adicionalmente uma terceira e uma quarta válvula de estrangulamento, em que a terceira válvula de estrangulamento está em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela, em que a quarta válvula de estrangulamento está em série

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3/4 com a segunda válvula de estrangulamento e a jusante dela, e em que operação de pelo menos as terceira e quarta válvulas de estrangulamento é controlada pelo sistema de controle.
10. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que pelo menos um dos condutos de produção é selecionado do grupo consistindo em um conduto de cabeça de poço, um conduto de árvore de produção, uma coluna de ascensão, uma linha de fluxo de produção e uma tubulação submarina.
11. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o sistema de controle é configurado para reduzir escoamento pistonado nos condutos de produção.
12. Método, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o sistema de controle é configurado para equilibrar composição de fase entre a pluralidade de condutos de produção.
13. Árvore de produção de petróleo/gás compreendendo:

uma primeira válvula de estrangulamento que é acoplada de forma fluídica entre uma cabeça de poço e um conduto de produção;

uma segunda válvula de estrangulamento, em que a segunda válvula de estrangulamento está em série com a primeira válvula de estrangulamento e a jusante dela;

um medidor de fluxo de múltiplas fases acoplado ao conduto de produção em uma posição a jusante da primeira válvula de estrangulamento;

caracterizada pelo fato de que compreende um segundo medidor de fluxo de múltiplas fases acoplado a um segundo conduto de produção, em que o segundo conduto de produção é acoplado a uma terceira válvula de estrangulamento; e um sistema de controle, em que o sistema de controle é configurado para receber dados obtidos dos medidores de fluxo de múltiplas

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4/4 fases, em que o sistema de controle é configurado para controlar a primeira válvula de estrangulamento e a terceira válvula de estrangulamento usando dados obtidos dos medidores de fluxo de múltiplas fases.
14. Árvore de produção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que o sistema de controle é configurado adicionalmente para permitir controle da segunda válvula de estrangulamento.
15. Árvore de produção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que o conduto de produção é selecionado do grupo consistindo em um conduto de cabeça de poço, um conduto de árvore de produção, uma linha de fluxo de produção, uma coluna de ascensão e uma tubulação submarina.
16. Árvore de produção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que o sistema de controle é configurado para reduzir escoamento pistonado no conduto de produção.
17. Árvore de produção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de que a cabeça de poço é uma cabeça de poço de alta temperatura e alta pressão.