DEEPWATERTECHNOLOGY ОПТИМИЗАЦИЯДОБЫЧИ НАМЕСТОРОЖДЕНИЯХСПОМОЩЬЮ ИЗМЕРЕНИЙПАРАМЕТРОВ МНОГОФАЗНОГОПОТОКА ИПОТОКАЖИРНОГОГАЗА Э. <...> Расмссен,FMCTechnologies,Сонсбер,Норвеия Комбинациявиртальныхифизичесихизмерительныхстройствпредставляетсобойнедороойметодобеспечениялчшеоправлениясистемамитрбопроводовналбооводныхместорождениях Преимущество измерения отдачи продукта с каж дой скважины на месторождении заключается в том, что оно позволяет количественно оценить насколько эффективно используется система добычи в любой момент времени, а так же оценить коэффициент от дачи всего месторождения. <...> Последние исследования компаний Statoil и Hydro и Нефтяного директората Норвегии (Norwegian Petroleum Directorate NRD) показали, что коэффици енты добычи отличаются на 1520 % при подводном размещении устьевого оборудования заканчивания и эксплуатации скважин и при размещении его на плат форме [1, 2]. <...> Измерения выходящего из скважин мно гофазного потока и потока жирного газа играют важ ную роль для уменьшения этой разницы. <...> Для получения решения с незначительными капи тальными затратами следует выбрать вариант разработ ки глубоководных месторождений, в котором большое число скважин соединены с платформой с использова нием минимального числа трубопроводов (рис. <...> Эта система может быть усложнена за счет дополнительных подъемных механизмов, включающих ограниченное число линий газлифта и вспомогательное насосноком прессорное оборудование или насосы для многофазной смеси. <...> Все эти элементы увеличивают число перемен ных, которые должны оптимизироваться одновременно, что приводит к повышению сложности всего процесса оптимизации добычи. <...> Изза увеличения стоимости и сложности разработки месторождений с увеличени 72 Рис. <...> Как было отмечено выше, Statoil, Hydro и NPD нашли, что в среднем суммарные коэффициенты добычи из месторождения отличаются <...>