EA014623B1 - Двойные подводные фонтанные штуцеры для добычи в скважине высокого давления - Google Patents

Двойные подводные фонтанные штуцеры для добычи в скважине высокого давления Download PDF

Info

Publication number
EA014623B1
EA014623B1 EA200970346A EA200970346A EA014623B1 EA 014623 B1 EA014623 B1 EA 014623B1 EA 200970346 A EA200970346 A EA 200970346A EA 200970346 A EA200970346 A EA 200970346A EA 014623 B1 EA014623 B1 EA 014623B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
pressure
fountain
fittings
wellhead
underwater
Prior art date
Application number
EA200970346A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200970346A1 (ru
Inventor
Вэйхун Мэн
Original Assignee
Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Флуор Текнолоджиз Корпорейшн filed Critical Флуор Текнолоджиз Корпорейшн
Publication of EA200970346A1 publication Critical patent/EA200970346A1/ru
Publication of EA014623B1 publication Critical patent/EA014623B1/ru

Links

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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
    • E21B43/013—Connecting a production flow line to an underwater well head
    • 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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
    • 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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
  • Lubricants (AREA)

Abstract

Предложены узлы и способы для подводной добычи углеводородов в скважинах высокого давления, в которых управление добычей осуществляется посредством использования двух штуцерных задвижек, установленных последовательно между устьевой арматурой и райзером. Первый фонтанный штуцер уменьшает давление от скважинного давления до уменьшенного давления, в то время как второй фонтанный штуцер дополнительно уменьшает давление от уменьшенного давления до давления райзера. Первый фонтанный штуцер предпочтительно соединен с устьевой эксплуатационной арматурой, а второй фонтанный штуцер соединен с устьевой эксплуатационной арматурой, подводным оконечным устройством трубопровода (например, манифольдом подводного трубопровода или оконечным аппаратом трубопровода, скважинным соединителем или соединителем промыслового трубопровода).

Description

Настоящее изобретение относится к штуцерным задвижкам для добычи в глубоководных скважинах, конкретно - к штуцерным задвижкам для скважин добычи нефти и газа высокого давления.
Предпосылки создания изобретения
Недавние открытия запасов нефти и газа высокого давления в Мексиканском заливе и Северном море привели к необходимости управления подводной добычей, поскольку давление в скважине первоначально является очень высоким, но прогнозируется его значительное падение с течением времени.
В настоящее время управление давлением и расходом осуществляют, используя одиночный подводный фонтанный штуцер, установленный на подводной устьевой эксплуатационной арматуре. Вместе с тем, поскольку избыточное давление в скважинах высокого давления может достигать 5000-6000 фунт/дюйм2 на фонтанном штуцере, возможен быстрый износ или даже отказ штуцера вследствие тяжелых условий работы на запорных частях штуцера. Пример подводной штуцерной задвижки описан в патенте США № 4589493, включенном в данное описание путем ссылки, и усовершенствования для преодоления, по меньшей мере, некоторых из трудностей, связанных с гидравлическим режимом прохождения потока добычи вблизи его закрытого положения показаны в патенте США № 6701958. Поскольку добываемый поток добычи содержит в дополнение к газу и сырой нефти также и твердые частицы, работа под высоким давлением часто значительно сокращает срок службы штуцерных задвижек вследствие механического износа.
Износоустойчивость можно улучшить, используя пакеты дисков, в которых многочисленные диски образуют 3-мерный извилистый путь, по которому направляют текучую среду высокого давления. Примеры таких штуцерных задвижек раскрыты в патенте США № 4938450 и XVО 2007/074342. Хотя такие штуцерные задвижки существенно улучшают износоустойчивость и кавитацию, ряд проблем остается. Среди прочего, большие перепады давления часто трудно регулировать такими задвижками. Альтернативно, текучую среду высокого давления можно подавать по ряду концентрических гильз, образующих пути прохождения потока с включением в него проемов гильз, при этом гильзы могут вращаться друг относительно друга для сужения или расширения пути потока. Примеры, представляющие такие штуцерные задвижки, описаны в патенте США № 5018703. В других известных конфигурациях и в дополнительных попытках уменьшения износа и вредного воздействия давления поток можно направлять в радиальном режиме и перенаправлять перегородками, как описано в патенте США № 6105614. Вместе с тем, как и прежде, в штуцерных задвижках большими перепадами давления трудно управлять с помощью таких известных устройств.
Перепады давления на нефтяных и газовых месторождениях с высоким давлением на ранних стадиях добычи часто составляют около 6000 фунт/дюйм2 или даже выше, но затем прогнозируется значительное снижение давления с течением времени. Таким расчетным градиентом давления трудно управлять в экономичном и безопасном режиме, используя сегодняшнюю известную технологию. Среди прочих причин, сегодняшние фонтанные штуцеры могут иметь коэффициент расхода Су, составляющий 1 гал/мин*(фунт/дюйм2)0,5 при штуцере в закрытом положении или вблизи него, что соответствует дебиту 3000 баррелей жидкости в день. Вместе с тем, скважине потребуется очень высокий коэффициент расхода Су на более поздних этапах добычи для компенсации значительно более низкого скважинного давления. Поэтому идеальной штуцерной задвижке следует иметь низкий коэффициент расхода Су на раннем этапе добычи скважины и высокий коэффициент расхода Су на позднем этапе добычи для обеспечения достаточного управления добычей без дорогостоящих операций в стволе скважины или замены штуцера. К сожалению, хотя были предложены задвижки широкого диапазона с коэффициентом расхода Су, коммерчески и технически обоснованные задвижки широкого диапазона с коэффициентом расхода Су пока не разработаны.
Для преодоления таких проблем с широким диапазоном коэффициента расхода Су было предложено задействовать палубный штуцер в комбинации с подводным штуцером. Хотя комбинация подводного фонтанного штуцера с палубным штуцером предпочтительно обеспечивает расширенный контроль коэффициента расхода Су, возникает ряд новых трудностей. Например, такие конфигурации требуют промысловых трубопроводов высокого давления, проходящих на борт судна добычи, что создает значительный риск в случае отказа оборудования. Альтернативно, также была предложена установка второго штуцера на палубе добычи или на основании подводного райзера. Хотя такие конфигурации уменьшают тяжесть условий работы на штуцерах, подводные промысловые трубопроводы должны работать под высоким давлением, увеличивая риск и капитальные затраты проекта. Более того, в случае отказа оборудования может возникать существенная опасность для платформы и персонала на ней или на палубе добычи. И еще дополнительно, повышенное давление в промысловых трубопроводах создает существенную проблему гарантирования притока вследствие повышенного риска гидратообразования и закупоривания.
Известны многоштуцерные конфигурации для применения на забое скважины, в которых каждым из штуцеров управляют отдельно и в которых штуцеры размещены параллельно, как описано в патенте США № 2007/0163774. Системы управления таких многоштуцерных устройств являются обычно электрогидравлическими, как описано в публикации νθ 99/47788.
- 1 014623
Вместе с тем, штуцеры в таких конфигурациях в основном используют для изоляции областей в скважине, например для уменьшения или предотвращения всасывания воды в трубопровод добычи. Следовательно, такие штуцеры должны работать в режиме включен/выключен и обычно не предусматривают управления расходом.
Поэтому, хотя из уровня техники известны многочисленные конфигурации и способы управления эксплуатационными скважинами, все или почти все они страдают одним или несколькими недостатками. Таким образом, продолжает существовать необходимость в улучшенных конфигурациях и способах управления эксплуатационными скважинами.
Сущность изобретения
Настоящим изобретением созданы узлы и способы управления добычей для подводных скважин и в особенности для подводных скважин высокого давления. В предпочтительных аспектах по меньшей мере два фонтанных штуцера последовательно гидравлически соединены с арматурой устья скважины, при этом по меньшей мере один из фонтанных штуцеров соединен с устьевой эксплуатационной арматурой. Таким образом, предложенные узлы обеспечивают существенное снижение давления в широком диапазоне давления при широком диапазоне коэффициентов расхода.
В одном аспекте изобретения узел подводной добычи включает в себя первый фонтанный штуцер, который последовательно и гидравлически соединен со вторым фонтанным штуцером, при этом первый фонтанный штуцер уменьшает давление потока углеводородов из подводной скважины от скважинного давления до уменьшенного давления, а второй фонтанный штуцер уменьшает давление потока углеводородов от уменьшенного давления до давления райзера. Наиболее предпочтительно первый и второй фонтанные штуцеры гидравлически соединены с устьевой арматурой в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее и выше по потоку от основания райзера.
В зависимости от конкретных требований эксплуатации первый и второй фонтанные штуцеры можно соединять с устьевой эксплуатационной арматурой или первый фонтанный штуцер соединяют с устьевой эксплуатационной арматурой, а второй фонтанный штуцер соединяют с подводным оконечным устройством трубопровода (например, манифольдом подводного трубопровода, оконечным аппаратом трубопровода, скважинным соединителем или соединителем промыслового трубопровода). Конфигурации, предложенные в данном описании, являются наиболее предпочтительными в случае, если перепад между скважинным давлением и давлением в райзере превышает 4500 или 5500 фунт/дюйм2 или является еще большим. Таким образом, должно быть ясно, что перепад давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров (и между входным отверстием второго штуцера и райзером) составляет менее 4000 фунт/дюйм2 и более типично 2500 фунт/дюйм2 и, значит, существенно уменьшает износ на фонтанных штуцерах. Как дополнительное преимущество следует признать, что предложенные конфигурации должны обеспечивать объединенный диапазон коэффициента расхода Су между 1,2 и 0,05 гал/мин·(фунт/дюйм ), и обычно между 1,0 и 0,1 гал/мин-(фунт/дюйм ), .
Следовательно, в другом аспекте изобретения способ регулирования потока добычи углеводорода на подводном месторождении содержит гидравлическое соединение с устьевой арматурой первого и второго фонтанного штуцера в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее и выше по потоку от основания райзера, при этом первый фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводородов из подводной скважины от скважинного давления до уменьшенного давления и второй фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводородов от уменьшенного давления до давления райзера. В отношении конкретных конфигураций и преимуществ таких способов применяются соображения, аналогичные предусмотренным выше для узла подводной добычи.
Различные задачи, признаки, аспекты и преимущества настоящего изобретения станут более ясными из следующего подробного описания предпочтительных вариантов осуществления изобретения.
Подробное описание
Изобретатель обнаружил, что эффективного управления эксплуатационными скважинами высокого скважинного давления можно достичь сравнительно простым и экономичным способом, в котором два (или даже больше) подводных фонтанных штуцера размещают вблизи устьевой арматуры. Следует заметить, что фонтанные штуцеры, предложенные в данном описании, однозначно исключают внутрискважинные штуцеры. Наиболее предпочтительно первый и второй подводные фонтанные штуцеры работают последовательно так, чтобы перепад давления между устьевой арматурой и райзером разделялся по меньшей мере между двумя штуцерами. Поэтому даже в скважинах высокого давления с давлением в устьевой арматуре более 5000 фунт/дюйм2 перепад давления на каждой из штуцерных задвижек существенно уменьшается.
Следовательно, ясно, что параметры потока для запорных частей штуцера в таких конфигурациях значительно улучшены, что существенно продлевает продолжительность службы фонтанных штуцеров. Более того, давление в промысловом трубопроводе во время работы становится существенно пониженным по сравнению с конфигурациями, использующими подводный штуцер и палубный штуцер. Таким образом, риск образования гидратных пробок в промысловых трубопроводах существенно уменьшается. Предложенные узлы и способы создают узлы фонтанных штуцеров, имеющие необычно широкий диапа
- 2 014623 зон коэффициента расхода, особенно желательный в случае, если скважинное давление первоначально является очень высоким и затем снижается до умеренного и даже низкого уровня.
Эти и другие преимущества должны улучшать экономику (например, вследствие уменьшения операций в стволе скважины с заменой штуцеров), продолжительность эксплуатации и дополнительно уменьшать риск для персонала и оборудования в случае поломки. Следует также, в частности, заметить, что предложенные конфигурации с двумя последовательными подводными штуцерами не должны требовать специализированной или новой технологии, но могут использовать технологию существующих штуцеров. Более того, использование последовательных подводных фонтанных штуцеров, особенно при работе на устьевой арматуре вблизи нее, должно улучшать работу в течение всего периода эксплуатации подводной скважины.
Поэтому в наиболее предпочтительных осуществлениях узел подводной добычи должен включать в себя первый фонтанный штуцер, гидравлически и последовательно соединенный со вторым фонтанным штуцером. Первый фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводородов от скважинного давления или около него до уменьшенного давления, а второй фонтанный штуцер выполнен с возможностью дополнительного уменьшения давления потока углеводородов от уменьшенного давления до давления райзера. В дополнительных, особенно предпочтительных аспектах, первый и второй фонтанные штуцеры гидравлически соединены с устьевой арматурой в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее, но выше по потоку от основания райзера. При использовании в данном документе термин около в связи с цифрой относится к диапазону, начинающемуся от величины на 20% меньше значения цифры до величины на 20% больше абсолютного значения цифры включительно. Например, термин около 5000 фунт/дюйм2изб. относится диапазону значений от 4000 до 6000 фунт/дюйм2изб.
Хотя в общем предложена возможность значительного изменения положения первого и второго фонтанного штуцеров, предпочтительна установка штуцеров на устройствах, размещенных на морском дне. Таким образом, среди других вариантов, предложена установка первого штуцера на устьевой эксплуатационной арматуре. Второй штуцер можно затем устанавливать последовательно с первым штуцером на той же фонтанной арматуре и ниже по потоку от первого штуцера для приема потока уменьшенного давления. Альтернативно, второй штуцер можно также устанавливать в положение выше по потоку от райзера и наиболее предпочтительно выше по потоку от основания райзера. Поэтому подходящие места расположения второго фонтанного штуцера включают в себя эксплуатационный манифольд, концевую опорную плиту/манифольд промыслового трубопровода. Вместе с тем, еще более предпочтительные места расположения включают в себя фонтанную арматуру скважинным соединителем, соединителем промыслового трубопровода, и/или оконечные устройства трубопровода, такие как манифольд подводного трубопровода, оконечный аппарат трубопровода.
Относительно выбора параметров первого и второго фонтанных штуцеров должно быть ясно, что конкретный набор параметров должен в общем зависеть от конкретных скважинных условий. Вместе с тем в общем предложено выбирать первый и второй фонтанные штуцеры такими, чтобы перепад давления между давлением в устьевой арматуре и давлением в райзере делился равномерно. Например, в случае если давление в устьевой арматуре скважины составляет около 6000 фунт/дюйм2 и давление в райзере составляет около 1000 фунт/дюйм2, предложено первый фонтанный штуцер выполнить с возможностью уменьшения давления от 6000 до около 3500 фунт/дюйм2 и второй штуцер выполнить с возможностью уменьшения давления от около 3500 до около 1000 фунт/дюйм2. Вместе с тем должно быть ясно, что можно также использовать более двух последовательно работающих штуцеров. Также предложено, что перепад давления нет необходимости делить пополам, и многочисленные другие перепады давления также считаются приемлемыми. Например, используя приведенный выше пример, предложен первый фонтанный штуцер, выполненный с возможностью уменьшения давления от 6000 до около 4500 фунт/дюйм2, и второй штуцер, выполненный с возможностью уменьшения давления от около 4500 до около 1000 фунт/дюйм2.
Обычно перепад между скважинным давлением и давлением райзера является превышающим 3000 фунт/дюйм2, более обычно превышающим 4500 фунт/дюйм2 и наиболее обычно превышаюящим 5500 фунт/дюйм2. Поэтому предложенные перепады давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров обычно составляют менее 4000 фунт/дюйм2 и даже, более обычно менее 2500 фунт/дюйм2. В зависимости от конкретной конфигурации штуцера, скважинного давления и давления райзера в общем предпочтителен выбор первого и второго фонтанных штуцеров такими, чтобы коэффициент расхода комбинации штуцеров находился в диапазоне между 205 205
1,5 и 0,01 гал/мин·(фунт/дюйм ) , , более предпочтительно между 1,2 и 0,05 гал/мин·(фунт/дюйм ) , и наиболее предпочтительно между 1,0 и 0,1 гал/минффунт/дюйм2)0,5.
В дополнительных вариантах можно использовать первый резервный штуцер, гидравлически и параллельно соединенный с первым фонтанным штуцером, и второй резервный штуцер, гидравлически и параллельно соединенный со вторым фонтанным штуцером. В таких конфигурациях один из фонтанных штуцеров может работать, в то время как другой можно заменять или обслуживать.
- 3 014623
Следует особенно отметить, что все известные и имеющиеся в продаже подводные фонтанные штуцеры считаются пригодными для использования в данном описании, конкретный выбор штуцера должен, в первую очередь, зависеть от объема добычи и давления. Поэтому подходящие фонтанные штуцеры включают в себя штуцеры, в которых пакеты дисков образуют извилистый путь потока продукта добычи, штуцеры, в которых ряд концентрических гильз образует путь прохождения потока, и штуцеры, разработанные с показателями улучшенной износоустойчивости в течение увеличенного времени эксплуатации. Управление работой фонтанных штуцеров предпочтительно выполняют с использованием хорошо известных в уровне технике способов, включающих в себя гидравлический, пневматический, электрический привод, все предпочтительно управляемые палубным компьютером или другой системой подачи сигналов управления.
Следовательно, способ регулирования потока углеводородного продукта добычи на подводном месторождении содержит гидравлическое соединение с устьевой арматурой первого и второго фонтанных штуцеров в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее и выше по потоку от основания райзера, при этом первый фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока добычи углеводородов из подводной скважины от скважинного давления до уменьшенного давления и второй фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока добычи углеводородов от уменьшенного давления до давления райзера. Наиболее предпочтительно первый и второй фонтанные штуцеры соединены с устьевой эксплуатационной арматурой или второй фонтанный штуцер соединен с устройством, выбранным из следующей группы, состоящей из подводных оконечных устройств трубопровода, скважинным соединителем или соединителем промыслового трубопровода. Относительно дополнительных конфигураций и аспектов применимы соображения, приведенные выше.
Таким образом, раскрыты специфические варианты осуществления и способы практического применения в добыче с высоким давлением. Специалистам в данной обрасти техники, вместе с тем, должно быть ясно, что являются возможными многочисленные модификации, кроме уже описанных, без отхода от концепции изобретения, изложенной в данном документе. Предмет изобретения поэтому не подлежит ограничению ничем, кроме сути настоящего раскрытия. Более того, при интерпретировании подробного описания и предложенной формулы изобретения все термины следует интерпретировать так широко, как это возможно в соответствии с контекстом. В частности, термины содержит и содержащий следует интерпретировать в отношении элементов, компонентов или этапов не в исключающей манере, указывая, что упоминаемые элементы, компоненты или этапы могут присутствовать, использоваться или объединяться с другими элементами, компонентами или этапами, однозначно не упомянутыми. Дополнительно к этому, в случае если значение или использование термина, упоминаемого в документе, включенном в данный документ путем ссылки, не соответствует или противоречит значению термина в данном документе, значение термина в данном документе является применимым, а значение термина в документе ссылки является не применимым.

Claims (20)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Узел подводной добычи, содержащий первый фонтанный штуцер, гидравлически и последовательно соединенный со вторым фонтанным штуцером, при этом первый и второй фонтанные штуцеры не являются внутрискважинными фонтанными штуцерами, первый фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводородов из подводной скважины от скважинного давления до уменьшенного давления, второй фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводорода от уменьшенного давления до давления райзера, и первый и второй фонтанные штуцеры гидравлически соединены с устьевой арматурой в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее и выше по потоку от основания райзера.
  2. 2. Узел по п.1, в котором первый и второй фонтанные штуцеры соединены с устьевой эксплуатационной арматурой.
  3. 3. Узел по п.1, в котором первый фонтанный штуцер соединен с устьевой эксплуатационной арматурой и второй фонтанный штуцер соединен с устройством, выбранным из группы, содержащей оконечное устройство подводного трубопровода, скважинный соединитель или соединитель промыслового трубопровода.
  4. 4. Узел по п.3, в котором оконечное устройство подводного трубопровода является оконечным устройством конца трубопровода или концевым манифольдом трубопровода.
  5. 5. Узел по п.1, в котором перепад между скважинным давлением и давлением райзера превышает 4500 фунт/дюйм2.
  6. 6. Узел по п.1, в котором перепад между скважинным давлением и давление райзера превышает 5500 фунт/дюйм2.
  7. 7. Узел по п.1, в котором перепад давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров меньше 4000 фунт/дюйм2.
  8. 8. Узел по п.1, в котором перепад давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров меньше 2500 фунт/дюйм2.
    - 4 014623
  9. 9. Узел по п.1, в котором первый и второй подводные фонтанные штуцеры имеют объединенный диапазон коэффициента расхода Су между 1,2 и 0,05 гал/мин-(фунт/дюйм2)0,5.
  10. 10. Узел по п.1, в котором первый и второй подводные фонтанные штуцеры имеют объединенный диапазон коэффициента расхода Су между 1,0 и 0,1 гал/мин-(фунт/дюйм2)0,5.
  11. 11. Способ регулирования расхода потока углеводородов на подводном месторождении, содержащий гидравлическое соединение с устьевой арматурой первого и второго фонтанного штуцера в положении на устьевой арматуре или ниже по потоку от нее и выше по потоку от основания райзера, при этом первый и второй фонтанные штуцеры не являются внутрискважинными фонтанными штуцерами, первый фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводорода из подводной скважины от скважинного давления до уменьшенного давления, и при этом второй фонтанный штуцер выполнен с возможностью уменьшения давления потока углеводорода от уменьшенного давления до давления райзера.
  12. 12. Способ по п.11, в котором первый и второй фонтанные штуцеры соединены с устьевой эксплуатационной арматурой.
  13. 13. Способ по п.11, в котором первый фонтанный штуцер соединен с устьевой эксплуатационной арматурой и второй фонтанный штуцер соединен с устройством, выбранным из группы, содержащей оконечное устройство подводного трубопровода, скважинный соединитель или соединитель промыслового трубопровода.
  14. 14. Способ по п.13, в котором оконечное устройство подводного трубопровода является оконечным устройством конца трубопровода или концевым манифольдом трубопровода.
  15. 15. Способ по п.11, в котором перепад между скважинным давлением и давлением райзера превышает 4500 фунт/дюйм2.
  16. 16. Способ по п.11, в котором перепад между скважинным давлением и давлением райзера превышает 5500 фунт/дюйм2.
  17. 17. Способ по п.11, в котором перепад давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров меньше 4000 фунт/дюйм2.
  18. 18. Способ по п.11, в котором перепад давления между входными отверстиями первого и второго подводных фонтанных штуцеров меньше 2500 фунт/дюйм2.
  19. 19. Способ по п.11, в котором первый и второй подводные фонтанные штуцеры имеют объединенный диапазон коэффициента расхода Су между 1,2 и 0,05 гал/мин-(фунт/дюйм2)0,5.
  20. 20. Способ по п.11, в котором первый и второй подводные фонтанные штуцеры имеют объединенный диапазон коэффициента расхода Су между 1,0 и 0,1 гал/мин-(фунт/дюйм2)0,5.
    Евразийская патентная организация, ЕАПВ
    Россия, 109012, Москва, Малый Черкасский пер., 2
EA200970346A 2006-10-04 2007-10-04 Двойные подводные фонтанные штуцеры для добычи в скважине высокого давления EA014623B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US84954406P 2006-10-04 2006-10-04
PCT/US2007/021489 WO2008045381A2 (en) 2006-10-04 2007-10-04 Dual subsea production chokes for high pressure well production

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA200970346A1 EA200970346A1 (ru) 2009-10-30
EA014623B1 true EA014623B1 (ru) 2010-12-30

Family

ID=39283400

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA200970346A EA014623B1 (ru) 2006-10-04 2007-10-04 Двойные подводные фонтанные штуцеры для добычи в скважине высокого давления

Country Status (10)

Country Link
US (1) US9051818B2 (ru)
EP (1) EP2074275B1 (ru)
CN (1) CN101553639B (ru)
AU (1) AU2007307019B2 (ru)
BR (1) BRPI0719957B1 (ru)
CA (1) CA2664617C (ru)
EA (1) EA014623B1 (ru)
EG (1) EG25112A (ru)
MX (1) MX2009003220A (ru)
WO (1) WO2008045381A2 (ru)

Families Citing this family (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
BRPI0923021B1 (pt) * 2008-12-17 2019-06-04 Fluor Technologies Corporation Método de controlar fluxo de fluído de um conduto de produção de petróleo/gás e árvore de produção de petróleo/gás.
NO338372B1 (no) 2010-06-03 2016-08-15 Statoil Petroleum As System og fremgangsmåte for å passere materie i en strømningspassasje
WO2014197557A1 (en) * 2013-06-06 2014-12-11 Shell Oil Company Jumper line configurations for hydrate inhibition
GB2521373A (en) 2013-12-17 2015-06-24 Managed Pressure Operations Apparatus and method for degassing drilling fluid
GB2521374A (en) 2013-12-17 2015-06-24 Managed Pressure Operations Drilling system and method of operating a drilling system
WO2016093859A1 (en) 2014-12-12 2016-06-16 Halliburton Energy Services, Inc. Automatic choke optimization and selection for managed pressure drilling
WO2016176724A1 (en) * 2015-05-01 2016-11-10 Kinetic Pressure Control Limited Choke and kill system
GB201621984D0 (en) * 2016-12-22 2017-02-08 Statoil Petroleum As Flow control apparatus
CN113062710A (zh) * 2021-02-26 2021-07-02 河北华北石油荣盛机械制造有限公司 一种便携式水下对接节流装置

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3163224A (en) * 1962-04-20 1964-12-29 Shell Oil Co Underwater well drilling apparatus
US4097069A (en) * 1976-04-08 1978-06-27 Mcevoy Oilfield Equipment Company Marine riser connector
US4938450A (en) * 1989-05-31 1990-07-03 Target Rock Corporation Programmable pressure reducing apparatus for throttling fluids under high pressure
US5299641A (en) * 1991-08-09 1994-04-05 Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras Christmas tree for subsea production
WO1999047788A1 (en) * 1998-03-13 1999-09-23 Abb Offshore Systems Limited Well control
US20040007392A1 (en) * 1998-03-27 2004-01-15 Judge Robert A. Subsea mud pump and control system
US7040393B2 (en) * 2003-06-23 2006-05-09 Control Flow Inc. Choke and kill line systems for blowout preventers

Family Cites Families (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2316383A (en) * 1938-12-23 1943-04-13 James S Abercrombie System of reducing pressures
US3279536A (en) * 1961-04-03 1966-10-18 Richfield Oil Corp Submarine drilling and production head and method of installing same
US3894560A (en) * 1974-07-24 1975-07-15 Vetco Offshore Ind Inc Subsea control network
US4174000A (en) * 1977-02-26 1979-11-13 Fmc Corporation Method and apparatus for interfacing a plurality of control systems for a subsea well
US4210208A (en) 1978-12-04 1980-07-01 Sedco, Inc. Subsea choke and riser pressure equalization system
US4299260A (en) * 1979-06-18 1981-11-10 Amtel, Inc. Hydrocarbon production terminal
US4589493A (en) * 1984-04-02 1986-05-20 Cameron Iron Works, Inc. Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke
US4682913A (en) * 1986-08-28 1987-07-28 Shell Offshore Inc. Hydraulic stab connector
US5018703A (en) 1988-01-14 1991-05-28 Teledyne Industries, Inc. Valve design to reduce cavitation and noise
US5010956A (en) * 1990-03-28 1991-04-30 Exxon Production Research Company Subsea tree cap well choke system
GB9502836D0 (en) 1995-02-14 1995-04-05 Control Components Fluid flow control device
GB2351140B (en) 1999-06-15 2001-05-09 Masterflo Valve Inc Choke valve for throttling fluid flow
US6371208B1 (en) 1999-06-24 2002-04-16 Baker Hughes Incorporated Variable downhole choke
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
US6536472B2 (en) 2001-05-07 2003-03-25 Fisher Controls International, Inc. High performance fluid control valve
EP1971796B1 (en) 2005-12-29 2016-09-28 Imi Vision Limited Improvements in fluid control
US7464761B2 (en) 2006-01-13 2008-12-16 Schlumberger Technology Corporation Flow control system for use in a well

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3163224A (en) * 1962-04-20 1964-12-29 Shell Oil Co Underwater well drilling apparatus
US4097069A (en) * 1976-04-08 1978-06-27 Mcevoy Oilfield Equipment Company Marine riser connector
US4938450A (en) * 1989-05-31 1990-07-03 Target Rock Corporation Programmable pressure reducing apparatus for throttling fluids under high pressure
US5299641A (en) * 1991-08-09 1994-04-05 Petroleo Brasileiro S.A.-Petrobras Christmas tree for subsea production
WO1999047788A1 (en) * 1998-03-13 1999-09-23 Abb Offshore Systems Limited Well control
US20040007392A1 (en) * 1998-03-27 2004-01-15 Judge Robert A. Subsea mud pump and control system
US7040393B2 (en) * 2003-06-23 2006-05-09 Control Flow Inc. Choke and kill line systems for blowout preventers

Also Published As

Publication number Publication date
AU2007307019A1 (en) 2008-04-17
CN101553639B (zh) 2013-07-17
BRPI0719957B1 (pt) 2022-01-18
BRPI0719957A2 (pt) 2020-07-07
CA2664617A1 (en) 2008-04-17
CA2664617C (en) 2012-08-28
WO2008045381A3 (en) 2008-08-07
US20100006299A1 (en) 2010-01-14
MX2009003220A (es) 2009-04-07
EA200970346A1 (ru) 2009-10-30
WO2008045381A2 (en) 2008-04-17
EP2074275A4 (en) 2014-10-01
CN101553639A (zh) 2009-10-07
WO2008045381B1 (en) 2008-09-25
EG25112A (en) 2011-09-12
AU2007307019B2 (en) 2013-03-07
EP2074275B1 (en) 2017-03-01
US9051818B2 (en) 2015-06-09
EP2074275A2 (en) 2009-07-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA014623B1 (ru) Двойные подводные фонтанные штуцеры для добычи в скважине высокого давления
US8961153B2 (en) Subsea injection system
US7445046B2 (en) Nested velocity string tubing hanger
EP3423670B1 (en) Subsea tree and methods of using the same
US9797223B1 (en) Systems and methods for hydrate removal
US7793724B2 (en) Subsea manifold system
US10344549B2 (en) Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment
CN111197470B (zh) 深海天然气水合物无隔水管勘探系统及方法
US20100047022A1 (en) Subsea flow line plug remediation
AU2012268839A1 (en) Vertical subsea tree assembly control
KR101358123B1 (ko) 머드순환시스템용 머드펌프의 밸브조립체
GB2472528A (en) Method and system for the extinction of an underwater well for the extraction of hydrocarbons under uncontrolled fluid discharge conditions
WO2016176724A1 (en) Choke and kill system
CN103597167B (zh) 向水下井供应用于压井和去垢的液体的方法和设备
US11149530B2 (en) Subsea system and method for pressurization of a subsea oil reserve by injecting at least one of water and gas
CN110905477B (zh) 一种具有双重完井管柱的油井结构及其完井方法
WO2018007299A1 (en) Arrangements for flow assurance in a subsea flowline system
CN209838382U (zh) 深海天然气水合物无隔水管勘探系统
US20220034200A1 (en) Nonresident system and method for depressurising subsea apparatus and lines
Rodrigues et al. A new boosting concept: pumps installed inside production risers in FPSOs
RU2818350C9 (ru) Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки
RU2818350C1 (ru) Способ очистки гибких трубопроводов с использованием гибкого шланга от промысловой буровой установки
EP2476860B1 (en) Filtration systems for chemical fluids
BR102020013736B1 (pt) Módulo submarino de válvula de gás lift compacto para sistema de elevação e método
BR102020013736A2 (pt) Módulo submarino de válvula de gás lift compacto para sistema de elevação e método

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM

MM4A Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s)

Designated state(s): RU