Способ управления нефтегазодобывающей скважиной фонтанного типа

 

Изобретение относится к эксплуатации скважин и может быть использовано для управления нефтегазодобывающей скважиной фонтанного типа. Задачей изобретения является обеспечение контроля за эксплуатацией во время начала эксплуатации и предотвращение сбоев. Скважина включает в себя по меньшей мере одну эксплуатационную колонну, соединенную в своей верхней части с выпускным трубопроводом для отвода добываемых углеводородов и оборудованную средствами управления расходом углеводородов с регулируемым открытием. Способ включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи и стадии установки эксплуатационного режима, после которой следует эксплуатационная фаза. Во время стадии начала нефтегазодобычи плавно открывают средства управления до заранее определенной величины для установления заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов и сравнивают расход углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход превышает указанный порог, отменяют открытие средств управления на все время такого превышения. Во время стадии установки эксплуатационного режима сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом Т1 и, если указанный расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие средств управления до заранее определенной величины, если нет, возобновляют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов. После этого сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе средств управления с заранее определенным порогом Р1 и, если указанный расход и указанное давление одновременно устойчиво превышают указанные пороги в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет, возобновляют операцию сравнения. 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Настоящее изобретение касается способа управления нефтегазодобывающей скважиной фонтанного типа, питающей перерабатывающую установку на выходе скважины.

Известный способ регулирования расходом добычи нефтяной скважины фонтанного типа, включающей в себя эксплуатационную колонну, соединяющую забой скважины с ее устьем и соединенную при помощи трубопровода через выпускную насадку с регулируемым открытием с установкой по переработке добываемых углеводородов, расположенной на выходе скважины, заключается в установке выпускной насадки в определенном положении для достижения заданного расхода добычи углеводородов.

Указанный способ не обеспечивает эффективного контроля за добычей углеводородов при образовании газовой пробки во время начала эксплуатации скважины после открытия выпускной насадки, а также при поочередном образовании газовых и жидких углеводородных пробок, которые могут возникать, в частности, в скважинах с длинными дренами, имеющими слабые, отрицательные и неравномерные наклоны.

Образование указанных пробок мешает добыче углеводородов и приводит к неравномерному питанию перерабатывающих установок на выходе скважины, таких как сепараторные установки по разделению жидкостей и газов, рекомпрессионные установки и газоперерабатывающие установки.

Неравномерное питание перерабатывающих установок приводит к следующим последствиям: сокращение количества газа, проходящего через рекомпрессию для повторного нагнетания в скважину или для продажи; повышенный износ оборудования перерабатывающих установок; возрастание опасности остановок производственного процесса, приводящих к сокращению добычи.

Другим следствием указанных сбоев является повышенный износ соединения пласт-скважина, в частности, в скважинах, пробуренных в неконсолидированных пластах, что приводит к попаданию песка, требующему внедрения дорогостоящего оборудования по контролю за песком, к сокращению производительности скважины или требует частого и дорогостоящего восстановления поврежденных скважин.

Этот способ не позволяет также управлять потоком газа или воды в забой скважины из участка пласта, содержащего углеводороды в газообразной форме или воду.

Он не позволяет также эффективно компенсировать потери при сбоях в работе скважины, связанных с непредвиденными особенностями залегания пласта, или при выходе из строя оборудования эксплуатационной колонны.

Техническим результатом настоящего изобретения является устранение упомянутых недостатков.

Этот технический результат достигается тем, что способ управления нефтегазодобывающей скважиной фонтанного типа, включающей в себя по меньшей мере одну эксплуатационную колонну, соединенную в своей верхней части с выпускным трубопроводом для отвода добываемых углеводородов и оборудованную средствами управления расходом углеводородов с регулируемым открытием, согласно изобретению включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи, во время которой плавно открывают средства управления до заранее определенной величины для установления заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов и сравнивают расход углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход превышает указанный порог, отменяют открытие средств управления на все время такого превышения, и стадии установки эксплуатационного режима, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом T1 и, если указанный расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие средств управления до заранее определенной величины, а если нет - возобновляют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим T1, и давление на входе средств управления с заранее определенным порогом Р1, и, если указанный расход и указанное давление одновременно устойчиво превышают указанные пороги в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет - возобновляют операцию сравнения.

В другом варианте осуществления способа периодически дополнительно рассчитывают производную давления на входе средств управления расходом добычи углеводородов по отношению к времени и сравнивают эту производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом и, если эта производная давления ниже отрицательного порога или производная превышает положительный порог, отменяют открытие средств управления расходом добычи углеводородов.

По другому варианту выполнения настоящего изобретения во время фазы запуска дополнительно рассчитывают критерий нагрузки скважины и сравнивают этот критерий с заранее определенным порогом, если критерий превышает указанный порог, отменяют открытие средств управления расходом добычи углеводородов.

По другому варианту выполнения настоящего изобретения за фазой запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой определяют показатель добычи и сравнивают показатель добычи с двумя заранее определенными порогами S1, S2, причем S2 превышает S1, и если показатель добычи ниже S1 и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, если показатель добычи превышает S2 и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов превышает заранее определенный порог, уменьшают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход ниже указанного порога, закрывают средства управления расходом добычи углеводородов на заранее определенное время и возобновляют фазу запуска.

По другому варианту осуществления настоящего изобретения за фазой запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой определяют два показателя добычи Qa и Qb, сравнивают эти два показателя Qa и Qb соответственно с двумя парами заранее определенных порогов Sa1, Sa2 и Sa1, Sb2, причем Sa2 превышает Sa1 и Sb2 превышает Sb1 и, если Qa ниже Sa1, и если Qb ниже Sb1, и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, если Qa превышает Sa2, и если Qb превышает Sb2, и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов превышает заранее определенный порог, уменьшают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают Q1 и Q2 соответственно с двумя заранее определенными порогами S1 и S2 и, если Q1 ниже S1 или Q2 превышает S2, закрывают средства управления расходом добычи углеводородов на заранее определенное время и возобновляют фазу запуска.

По другому варианту выполнения настоящего изобретения при добыче водосодержащих жидких углеводородов по меньшей мере один показатель добычи является расходом указанных углеводородов.

По другому варианту настоящего изобретения при добыче водосодержащих жидких углеводородов по меньшей мере один показатель добычи является расходом жидких углеводородов без воды.

По другому варианту настоящего изобретения при добыче водосодержащих жидких углеводородов по меньшей мере один показатель добычи является расходом воды.

По другому варианту настоящего изобретения по меньшей мере один показатель добычи является расходом добычи газообразных углеводородов.

По другому варианту настоящего изобретения во время эксплуатационной фазы дополнительно рассчитывают критерий нагрузки скважины и сравнивают этот критерий с заранее определенным порогом, если критерий превышает указанный порог, уменьшают открытие средств управления расходом добычи углеводородов на заранее определенную величину.

По другому варианту настоящего изобретения критерий нагрузки рассчитывают, исходя из физической величины, измеряемой на скважине.

По другому варианту настоящего изобретения средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя выпускную насадку, установленную на выпускном трубопроводе.

По другому варианту настоящего изобретения, если эксплуатационная колонна в своей нижней части соединена по меньшей мере с одной дреной для извлечения углеводородов, то средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя по меньшей мере один глубинный автоматический клапан, установленный по меньшей мере на одной дрене.

По другому варианту настоящего изобретения средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя дополнительно одну выпускную насадку, установленную на выпускном трубопроводе.

По другому варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов измеряют при помощи расходомера, установленного на выпускном трубопроводе.

По другому варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов рассчитывают на основании измерения температуры углеводородов в выпускном трубопроводе.

По другому варианту настоящего изобретения расход добычи углеводородов рассчитывают на основании разности давления в средствах управления расходом добычи углеводородов и на открытии указанных средств.

Настоящее изобретение более подробно описано ниже со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых: фиг. 1 схематически изображает нефтегазодобывающую скважину фонтанного типа, питающуюся от одного пласта; фиг. 2 схематически изображает нефтегазодобывающую скважину фонтанного типа, включающую в себя две эксплуатационных дрены, питающиеся от двух пластов.

В основном способ в соответствии с настоящим изобретением применяют для управления нефтегазодобывающей скважины, питающей перерабатывающие установки на выходе скважины.

На фиг. 1 показана эксплуатационная скважина фонтанного типа для добычи жидких или газообразных углеводородов, включающая в себя следующие элементы: эксплуатационную колонну 2; обсадные трубы 3, охватывающие колонну 2; установку 5 на выходе скважины для переработки добываемых углеводородов; выпускной трубопровод 4 для отвода добываемых углеводородов, соединяющий верхнюю часть колонны 2 с перерабатывающей установкой 5 на выходе скважины через управляемую выпускную насадку 9 с регулируемым открытием, составляющую средства управления расходом добычи углеводородов;
датчик 6 измерения давления на выходе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий этому давлению;
датчик 7 измерения температуры на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий этой температуре;
датчик 8 измерения давления на входе насадки 9, выдающий электронный сигнал, соответствующий этому давлению; программируемый автомат 10, оборудованный входными элементами 13, 14 и 15, принимающими электронные сигналы, выдаваемые соответственно датчиками 6, 7 и 8, и выходным элементом 12, передающим сигнал управления положением выпускной насадки 9;
операторский пульт 11 для введения оператором данных в автомат 10.

Кроме того, автомат включает в себя не показанный на фиг.1 блок памяти, в который предварительно загружают программу управления и данные, необходимые для управления скважиной, а именно все заранее определенные значения переменных регулировочных величин. Указанные данные вводятся заранее оператором с операторского пульта 11 и могут изменяться во время производственного процесса при помощи этого же пульта.

Некоторые из этих данных могут быть введены при помощи вспомогательного компьютера управления, не показанного на фиг.1.

До ввода в действие скважины выпускная насадка 9 находится в закрытом положении.

Способ управления скважиной 1 в соответствии с настоящим изобретением включает в себя фазу запуска, состоящую из двух стадий.

Во время первой стадии начала нефтегазодобычи автомат 10 плавно открывает насадку 9 до заранее определенной величины, рассчитанной таким образом, чтобы достичь заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины, и сравнивает с заранее определенным порогом, например 150% минимального расхода, расход углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры датчиком 7 при помощи следующей формулы:
,
где Q - расчетный расход добычи углеводородов,
Qo, То и λ - постоянные параметры скважины,
Т - температура углеводородов в трубопроводе 4, измеренная датчиком 7.

Если расчетный расход превышает указанный порог, автомат 10 отменяет открытие насадки 9, удерживая последнюю величину управляющего сигнала на выходном элементе 12 до устранения превышения.

На этом стадия начала нефтегазодобычи завершается, и фазу запуска продолжает стадия установки эксплуатационного режима, во время которого автомат 10 выполняет следующие операции.

Он сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный, как было описано выше, на основании измерения температуры датчиком 7, с заранее определенным порогом Т1, соответствующим минимальному расходу, например 25% расхода, на который рассчитаны размеры скважины.

Если расчетный расход добычи углеводородов устойчиво превышает порог Т1 в течение заранее определенного промежутка времени D1, например в течение 20 мин, автомат 10 выдает через выходной элемент 12 сигнал открытия насадки 9 до заранее определенной величины, например 30% ее максимального открытия.

Если нет, автомат 10 возобновляет предыдущую операцию сравнения.

Когда расход добычи углеводородов практически стабилизируется, то есть после выдерживания заранее определенного промежутка времени, соответствующего времени промывки эксплуатационной колонны 2 и начала установления потока в дренажной зоне вокруг скважины, например 60 мин, автомат 10 сравнивает расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры на входе насадки 9 датчиком 7, с порогом Т2, превышающим Т1, например, 50% расхода добычи, на который рассчитана скважина, и сравнивает давление на входе насадки 9, измеренное датчиком 8, с заранее определенным порогом Р1.

Если одновременно расчетный расход добычи углеводородов превышает порог Т2 и давление на входе насадки 9 превышает порог Р1 в течение заранее определенного промежутка времени, например 20 мин, автомат 10 выполняет операции эксплуатационной фазы.

Если это двойное условие не выполняется, автомат 10 возобновляет операцию сравнения расхода добычи углеводородов с порогами Т1 и Т2.

После завершения фазы запуска способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя эксплуатационную фазу, во время которой автомат 10 выполняет следующие операции:
рассчитывает два показателя добычи Qa и Qb, при этом Qa - расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании измерения температуры Т на входе насадки 9 при помощи вышеприведенной формулы,
Qb - расход добычи углеводородов, рассчитанный на основании разности давлений в насадке 9 при помощи следующей формулы:

если Рвых>0,5•Рвх
и
Q=k•Pвх•0,707•S, если Рвых<0,5•Рвх,
где
Q - расчетный расход добычи углеводородов,
k - постоянная величина,
S - проходное сечение насадки 9,
Рвх и Рвых - соответственно значения давления на входе и выходе насадки 9, измеренные соответственно датчиками 8 и 6;
сравнивает показатели Qa и Qb соответственно с двумя порогами ST1, ST2 и SP1, SP2.

ST1, ST2 и SP1, SP2 заранее определяются в зависимости от расхода, на который рассчитаны размеры скважины, например:
ST1=75% расхода углеводородов, на который рассчитаны размеры скважины,
ST2=90% расхода углеводородов, на который рассчитаны размеры скважины,
SP1=80% расхода углеводородов, на который рассчитаны размеры скважины,
SP2=110% расхода углеводородов, на который рассчитаны размеры скважины.

Если Qa ниже ST1 и Qb ниже SP1 и если открытие насадки 9 ниже порога, заранее определенного в зависимости от параметров скважины, например 60% максимального открытия, автомат 10 увеличивает открытие насадки 9 на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.

Если Qa превышает ST2 и если Qb превышает SP2 и если открытие насадки 9 превышает порог, заранее определенный в зависимости от параметров скважины, например 30% максимального открытия, автомат 10 уменьшает открытие насадки 9 на заранее определенную величину, например 3% максимального открытия.

Если нет, автомат 10 возобновляет предыдущие операции.

Параллельно автомат 10 сравнивает Qa и Qb соответственно с двумя заранее определенными порогами S1 и S2, при этом S1 равен 25% расхода углеводородов, на который рассчитаны размеры скважины, а S2 равен 40% того же расхода, и если Q1 ниже S1 или Q2 превышает S2, автомат 10 возобновляет фазу запуска с самого начала. Во время фазы запуска и эксплуатационной фазы автомат 10 следит за изменением давления в трубопроводе 4 на входе насадки 9, сравнивая производную этого давления по отношению к времени, например 1 бар за минуту, с отрицательным порогом, например - 1 бар за пять минут, и, если производная давления не находится в пределах между двумя указанными порогами, автомат 10 отменяет открытие насадки 9.

Во время этих двух фаз он также рассчитывает критерии нагрузки скважины на основании физической величины, измеренной на скважине, например давления в забое скважины, измеренное при помощи датчика, не показанного на фиг.1, при помощи следующей формулы:
С=а•(Рстат-Р),
где
С - критерий нагрузки,
а - постоянная величина,
Рстат - статичное давление в забое скважины, то есть давление в забое скважины при отсутствии расхода углеводородов,
Р - давление в забое скважины во время добычи.

Автомат 10 сравнивает C с порогом, заранее определенным в зависимости от параметров механического сопротивления пласта и, если данный порог превышен, он выдает сигнал закрытия выпускной насадки 9, например, 5% ее максимального открытия.

В качестве критериев нагрузки скважины могут быть использованы другие физические величины, такие как расход песка, если он содержится в углеводородах, давление в кольцевом пространстве, образованном эксплуатационной колонной 2 и охватывающими ее обсадными трубами 3, температура в одной точке скважины или механическая величина на оборудовании скважины.

Благодаря модуляции положения выпускной насадки по способу в соответствии с настоящим изобретением первая газовая пробка и первая жидкая пробка, возникающие во время фазы запуска, значительно ослабляются, и добыча постепенно и стабильно растет, а затем поддерживается в устойчивом режиме на уровне искомой величины.

Благодаря контролю за скоростью изменения давления в выпускном трубопроводе и за величиной критерия нагрузки сокращается опасность повреждения скважины.

Описанный выше способ управления нефтегазодобывающей скважиной в соответствии с настоящим изобретением не ограничивается данным типом скважины, он может применяться также при внесении некоторых конструктивных изменений, доступных для специалиста в данной области, для управления другими следующими типами фонтанных скважин:
"многодреновая" скважина, в которой эксплуатационную колонну питают несколько дрен, проходящих через один или несколько пластов;
тип скважины, показанной на фиг.2, которая включает в себя два пластовых участка 21 и 22, отделенных друг от друга прокладкой 23, и автоматический клапан 20, управляемый автоматом 10 и позволяющий модулировать производительность пласта 21 при добыче углеводородов.

Формула изобретения

1. Способ управления нефтегазодобывающей скважиной фонтанного типа, включающей в себя по меньшей мере одну эксплуатационную колонну, соединенную в своей верхней части с выпускным трубопроводом для отвода добываемых углеводородов и оборудованную средствами управления расходом углеводородов с регулируемым открытием, отличающийся тем, что он включает в себя фазу запуска, состоящую из стадии начала нефтегазодобычи, во время которой плавно открывают средства управления до заранее определенной величины для установления заранее определенного минимального расхода добычи углеводородов и сравнивают расход углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход превышает указанный порог, отменяют открытие средств управления на все время такого превышения, и стадии установки эксплуатационного режима, во время которой сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом Т1 и, если указанный расход устойчиво превышает указанный порог в течение заранее определенного промежутка времени D1, увеличивают открытие средств управления до заранее определенной величины, а если нет, возобновляют операцию сравнения, выдерживают заранее определенный интервал времени для установления минимального расхода добычи углеводородов, сравнивают расход добычи углеводородов с порогом Т2, превышающим Т1, и давление на входе средств управления с заранее определенным порогом Р1 и, если указанный расход и указанное давление одновременно устойчиво превышают указанные пороги в течение промежутка времени D1, завершают фазу запуска, а если нет, возобновляют операцию сравнения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что дополнительно периодически рассчитывают производную давления на входе средств управления расходом добычи углеводородов по отношению к времени и сравнивают указанную производную с заранее определенными отрицательным порогом и положительным порогом и, если производная давления ниже отрицательного порога или если указанная производная превышает положительный порог, отменяют открытие средств управления расходом добычи углеводородов.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что во время фазы запуска дополнительно рассчитывают критерий нагрузки скважины и сравнивают этот критерий с заранее определенным порогом, если этот критерий превышает указанный порог, отменяют открытие средств управления расходом добычи углеводородов.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что после фазы запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой определяют показатель добычи и сравнивают показатель добычи с двумя заранее определенными порогами S1, S2, причем S2 превышает S1 и, если показатель добычи ниже S1 и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, если показатель добычи превышает S2 и если открытие средств управления расходом добычи углеводородов превышает заранее определенный порог, уменьшают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают расход добычи углеводородов с заранее определенным порогом и, если указанный расход ниже указанного порога, закрывают средства управления расходом добычи углеводородов на заранее определенное время и возобновляют фазу запуска.

5. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что после фазы запуска следует эксплуатационная фаза, во время которой рассчитывают два показателя добычи Qa и Qb, сравнивают эти два показателя Qa и Qb соответственно с двумя парами заранее определенных порогов Sa1, Sa2 и Sb1, Sb2, причем Sa2 превышает Sa1 и Sb2 превышает Sb1 и, если Qa ниже Sa1, и, если Qb ниже Sb1, и, если открытие средств управления расходом добычи углеводородов ниже заранее определенного порога, увеличивают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, если Qa превышает Sa2, и, если Qb превышает Sb2, и, если открытие средств управления расходом добычи углеводородов превышает заранее определенный порог, уменьшают открытие указанных средств управления на заранее определенную величину, возобновляют предыдущую операцию сравнения и сравнивают Q1 и Q2 соответственно с двумя заранее определенными порогами S1 и S2 и, если Q1 ниже S1 или Q2 превышает S2, закрывают средства управления расходом добычи углеводородов на заранее определенное время и возобновляют фазу запуска.

6. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что, если добываемые жидкие углеводороды содержат воду, то по меньшей мере один показатель добычи является расходом указанных углеводородов.

7. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что, если добываемые жидкие углеводороды содержат воду, то по меньшей мере один показатель добычи является расходом указанных углеводородов без воды.

8. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что, если добываемые углеводороды содержат воду, то по меньшей мере один показатель добычи является расходом воды.

9. Способ по п.4 или 5, отличающийся тем, что по меньшей мере один показатель добычи является расходом добываемых газообразных углеводородов.

10. Способ по любому из пп.4-9, отличающийся тем, что во время эксплуатационной фазы дополнительно рассчитывают критерий нагрузки скважины, сравнивают этот критерий с заранее определенным порогом, если критерий превышает этот порог, уменьшают открытие средств управления расходом добычи углеводородов на заранее определенную величину.

11. Способ по п.3 или 9, отличающийся тем, что критерий нагрузки рассчитывают на основании физической величины, измеренной на скважине.

12. Способ по любому из п.1-11, отличающийся тем, что средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя выпускную насадку, установленную на выпускном трубопроводе.

13. Способ по любому из п.1-11, отличающийся тем, что, если эксплуатационная колонна в своей нижней части соединена по меньшей мере с одной дреной для извлечения углеводородов, средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя по меньшей мере один глубинный автоматический клапан, установленный по меньшей мере на одной дрене.

14. Способ по п.13, отличающийся тем, что средства управления расходом добычи углеводородов включают в себя дополнительно выпускную насадку, установленную на выпускном трубопроводе.

15. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов измеряют при помощи расходомера, установленного на выпускном трубопроводе.

16. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов рассчитывают на основании измерения температуры добываемых углеводородов в выпускном трубопроводе.

17. Способ по любому из пп.1-14, отличающийся тем, что расход добычи углеводородов рассчитывают на основании разности давления в средствах управления расходом добычи углеводородов и на открытии указанных средств.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2