NO311449B1

NO311449B1 - Method of controlling the amount of gas injected into a production string and method of reducing instability in a production string located in continuous gas lift boiler

Info

Publication number: NO311449B1
Application number: NO19961823A
Authority: NO
Inventors: Zelimir Schmidt
Original assignee: Halliburton Co
Priority date: 1994-09-07
Filing date: 1996-05-06
Publication date: 2001-11-26
Also published as: MX9601696A; AU3394295A; MY115179A; BR9506382A; OA10580A; AU708875B2; EP0752049B1; ATE197629T1; CA2175928A1; DE69519425D1; NO961823L; WO1996007813A1; EP0752049A1; AU708875C; NZ292221A; NO961823D0; CA2175928C

Description

Oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte ved styring av den gassmengde som injiseres i en produksjonsstreng som er plassert i en kontinuerlig gassløftbrønn, hvilken brønn er foret med et foringsrør, idet produksjonsstrengen er konsentrisk relativt foringsrøret, og foringsrøret og den nevnte konsentriske produksjonsstreng mellom seg danner et ringrom. The invention relates to a method for controlling the quantity of gas injected into a production string which is placed in a continuous gas lift well, which well is lined with a casing, the production string being concentric relative to the casing, and the casing and said concentric production string form an annulus between them.

Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for redusering av ustabilitet i en produksjonsstreng som er plassert i en kontinuerlig gassløftbrønn, hvilken brønn er foret med et foringsrør, idet produksjonsstrengen er konsentrisk relativt foringsrøret, og foringsrøret av den nevnte konsentriske produksjonsstreng mellom seg danner et ringrom. The invention also relates to a method for reducing instability in a production string that is placed in a continuous gas lift well, which well is lined with a casing, the production string being concentric relative to the casing, and the casing of the aforementioned concentric production string forming an annulus between them.

Ved produksjon av væsker, innbefattende vann, olje og olje med innblandet gass, fra en geologisk formasjon, virker det naturlige trykk i reservoaret til å løfte væskene i en brønnboring oppad til overflaten. Reservoartrykket må overskride den hydrostatiske høyde av fluidet i brønnboringen og eventuelle mottrykk påsatt av produksjons-anleggene ved overflaten for at brønnen skal produsere naturlig. Reservoartrykket kan avta over tid, hvilket krever kunstige inngrep for å bedre løftet. En vanlig kjent metode for å forsterke løftet er å injisere gass i produksjonsstrengen, eller produksjonsrøret, for å minske fluidets tetthet, slik at den hydrostatiske høyde minsker og reservoar-trykket kan virke mer fordelaktig på fluidene som skal løftes mot overflaten. Denne gass-injesering blir vanligvis utført ved å tvinge gass ned ringrommet mellom produksjons-røret, som leder reservoarfluider til overflaten, og brønnens foringsrør. Da tvinges gassen til å strømme gjennom en gasstrøm-styreanordning ved en forutbestemt dybde inn i produksjonsrøret. Gassbobler blander seg med reservoarfluidet, hvilket reduserer den totale densitet for blandingen og bedrer løftet. In the production of fluids, including water, oil and oil with mixed gas, from a geological formation, the natural pressure in the reservoir acts to lift the fluids in a wellbore upwards to the surface. The reservoir pressure must exceed the hydrostatic height of the fluid in the well bore and any counter pressure applied by the production facilities at the surface for the well to produce naturally. Reservoir pressure can decrease over time, which requires artificial interventions to improve lift. A commonly known method of increasing lift is to inject gas into the production string, or production pipe, to reduce the density of the fluid, so that the hydrostatic height decreases and the reservoir pressure can have a more beneficial effect on the fluids to be lifted to the surface. This gas injection is usually performed by forcing gas down the annulus between the production pipe, which conducts reservoir fluids to the surface, and the well's casing. The gas is then forced to flow through a gas flow control device at a predetermined depth into the production pipe. Gas bubbles mix with the reservoir fluid, which reduces the overall density of the mixture and improves lift.

Alternativt kan gass og/eller fluider med forholdsmessig lavere densitet fra en annen formasjon som penetreres av brønnboringen, tvinges til å strømme inn i produksjonsrør-strengen for å minske den totale densistet i fluidene som skal produseres fra brønnen. Denne prosedyren, vanligvis referert til som autoløfting, bruker formasjonsfluider (binder gass eller lette hydrokarbonvæsker) fra en annen formasjon som har et formasjonstrykk som er større enn fra formasjonen som væskene som skal løftes opp blir produsert fra. Således, i steden for å komprimere gass på overflaten og injisere gassen ned foringsrøret i brønnen til strømningsstyreanordningen, isoleres en annen formasjon som har tilstrekkelig høyere trykk, og gassen og/eller det mindre tette fluid fra den isolerte formasjon tvinges til å strømme ned ringrommet mellom forings-røret og produksjonsrøret, gjennom strømningsstyreanordningen og inn i produksjons-røret, slik at dermed den totale densitet i blandingen i produksjonsrøret reduseres og tilveiebringer løft. Alternatively, gas and/or fluids with a relatively lower density from another formation that is penetrated by the wellbore can be forced to flow into the production pipe string to reduce the total density of the fluids to be produced from the well. This procedure, commonly referred to as autolift, uses formation fluids (binding gas or light hydrocarbon liquids) from another formation that has a formation pressure greater than that from the formation from which the fluids to be lifted are produced. Thus, instead of compressing gas at the surface and injecting the gas down the casing into the well of the flow control device, another formation having a sufficiently higher pressure is isolated, and the gas and/or the less dense fluid from the isolated formation is forced to flow down the annulus between the casing pipe and the production pipe, through the flow control device and into the production pipe, so that the total density of the mixture in the production pipe is thus reduced and provides lift.

Det er to typer gasstrøm-styreanordninger som vanligvis blir brukt for å styre den injiserte gass inn i produksjonsrøret, nemlig gassløftventiler og blendeventiler. Gassløft-ventiler blir vanligvis lukket i en spent stilling hvorved en bevegelig spindel tvinges på et sammenpassende sete for å stenge gassløftventilen og hindre strømningen av injisert gass gjennom denne. På den annen side har blendeventiler ingen bevegelige deler bort-sett fra en tilbakeslagsventil for å hindre reversert strømning gjennom denne. Derfor er blendeventiler ganske enkelt å oppnå for strømning av injeksjonsgass, men er lukket for strømning i den motsatte retning. There are two types of gas flow control devices that are commonly used to control the injected gas into the production pipe, namely gas lift valves and throttle valves. Gas lift valves are usually closed in a tensioned position whereby a movable stem is forced onto a mating seat to close the gas lift valve and prevent the flow of injected gas through it. Orifice valves, on the other hand, have no moving parts apart from a check valve to prevent reverse flow through it. Therefore, diaphragm valves are quite easy to achieve for flow of injection gas, but are closed for flow in the opposite direction.

Gassløftventiler blir brukt som avlastningsventiler på forskjellige steder i brønnen, og brukes også til å styre injeksjonen av gass på det mest optimale injeksjonssted. Blendeventiler blir brukt til å styre injeksjonsgass mengdene inn i produksjonsrøret ved det optimale injeksjonssted. I visse situasjoner anses gassløftventiler av og til å være mindre ønskede pga. deres kostnad og pga. at deres oppbygning, nemlig spindel og sete-arrangement, hindrer gassstrømmen. En blendeventil overvinner begge disse inn-vendinger, og blir derfor ofte brukt ved det optimale injeksjonssted. Ventilen som blir installert ved det optimale injeksjonssted blir vanligvis kalt betjeningsventil. Gas lift valves are used as relief valves at various locations in the well, and are also used to control the injection of gas at the most optimal injection location. Orifice valves are used to control the injection gas quantities into the production pipe at the optimal injection point. In certain situations, gas lift valves are sometimes considered less desirable due to their cost and because that their structure, namely the spindle and seat arrangement, prevents the gas flow. A diaphragm valve overcomes both of these objections, and is therefore often used at the optimal injection site. The valve that is installed at the optimal injection point is usually called an operating valve.

Strømningslabilitet er et vanlig problem som finnes i brønner som benytter kontinuerlig gasstrømløft. Strømningslabilitet fører til (1) store svingninger i produksjonsstrøm-mengden, (2) store svingninger i gassinjeksjonsmengden, og (3) store svingninger i trykket i både produksjonsrøret og foringsrøret. Det å forstå innvirkningen som gasstrøm-styre-anordningen har på strømningslabiliteten er helt vesentlig for forståelsen av den foreliggende oppfinnelse. Flow instability is a common problem found in wells that use continuous gas flow lift. Flow instability leads to (1) large fluctuations in the production stream quantity, (2) large fluctuations in the gas injection quantity, and (3) large fluctuations in the pressure in both the production pipe and the casing. Understanding the impact that the gas flow control device has on the flow lability is absolutely essential to the understanding of the present invention.

Strømningslabilitet i en gassløft-brønn med kontinuerlig strømning kan karakteriseres som en syklisk prosess. Når gassinjeksjonsmengden gjennom gassstrøms-styreanordningen begynner å øke, avtar densiteten i fluidet i produksjonsrørstrengen, som i sin tur fører til at mer reserovarfluid kommer inn i brønnboringen. Denne del av syklusen fortsetter og akselererer inntil trykket i ringrommet faller, dvs. tilførselen av injeksjonsgass i ringrommet minsker. Trykkfallet i ringrommet medfører en minskning i trykkforskjellen over gasstrøm-styreanordningen og dermed en minskning i gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen og inn i produksjonsrøret. Som et resultat av minskningen i gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen, øker densiteten i fluidet i produksjonsrørstrengen, hvilket fører til at produksjonstrykket, eller nedstrømstrykket øker, noe som i sin tur fører til at mindre reservoarfluid entrer brønn-boringen. Denne del av syklusen fortsetter inntil trykket i ringrommet øker tilstrekkelig til at gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen nok en gang øker. Flow instability in a gas lift well with continuous flow can be characterized as a cyclic process. When the gas injection quantity through the gas flow control device begins to increase, the density of the fluid in the production tubing string decreases, which in turn causes more reservoir fluid to enter the wellbore. This part of the cycle continues and accelerates until the pressure in the annulus falls, i.e. the supply of injection gas in the annulus decreases. The pressure drop in the annulus causes a reduction in the pressure difference across the gas flow control device and thus a reduction in the gas injection amount through the gas flow control device and into the production pipe. As a result of the reduction in the gas injection quantity through the gas flow control device, the density of the fluid in the production tubing string increases, which causes the production pressure, or downstream pressure, to increase, which in turn causes less reservoir fluid to enter the wellbore. This part of the cycle continues until the pressure in the annulus increases sufficiently for the gas injection quantity through the gas flow control device to increase once again.

Trykkforskjellen over gasstrøm-styreanordningen er definert som forskjellen mellom injeksjonstrykket og produksjonstrykket. Trykkforskjellen kan også angis som en prosentandel av injeksjonstrykket. I denne sammenheng blir injeksjonstrykket også referert til som enten oppstrømstrykket eller foringsrørtrykket, og produksjonstrykket blir også referert til som enten produksjonsrørtrykket eller nedstrømstrykket. The pressure difference across the gas flow control device is defined as the difference between the injection pressure and the production pressure. The pressure difference can also be specified as a percentage of the injection pressure. In this context, the injection pressure is also referred to as either the upstream pressure or the casing pressure, and the production pressure is also referred to as either the production casing pressure or the downstream pressure.

Strømningslabilitet i gassløft-brønner med kontinuerlig strømning skjer når gass-strøm-styreanordningen tillater at gassinjeksjonsmengden gjennom anordningen svinger som en funksjon av produksjonstrykket, eller nedstrømstrykket. Gassinjeksjonsmengden gjennom en tidligere kjent gasstrøm-styreanordning med rettkantet blende svinger etter hvert som produksjonstrykket eller nedstrømstrykket svinger. Flow instability in gas lift wells with continuous flow occurs when the gas-flow control device allows the gas injection amount through the device to fluctuate as a function of production pressure, or downstream pressure. The gas injection amount through a previously known gas flow control device with a straight-edged orifice fluctuates as the production pressure or downstream pressure fluctuates.

Struping av strømningsledningen nedstrøms av produksjonsrørstrengen er den praksis som industrien har innført som brukes for å minske virkningen av de ovenfor nevnte faktorer som medfører strømningslabilitet. Struping øker vanligvis det midlere strømningstrykk nede i bunnen av hullet i produksjonsrøret slik at det blir høyere enn ønsket. Dette reduserer i sin tur fluidmengden som produseres fra reservoaret. For å kompensere for strømningslednings-struping er mer gassinjeksjon påkrevet. Denne økning i gassinjeksjon påvirker ufordelaktig virkningsgraden for gassløft-operasjonen pga. økningen i løftekostnadene og den ineffektive bruk av injeksjonsgass. Throttling of the flowline downstream of the production pipeline is the practice that the industry has adopted which is used to reduce the effect of the above mentioned factors which cause flow lability. Throttling usually increases the average flow pressure downhole in the production pipe so that it becomes higher than desired. This in turn reduces the amount of fluid produced from the reservoir. To compensate for flow line throttling, more gas injection is required. This increase in gas injection adversely affects the efficiency of the gas lift operation due to the increase in lifting costs and the inefficient use of injection gas.

Svingninger i produksjonsrørtrykket i bunnen av hullet medfører svingninger i gass-strømningsmengdene gjennom strømstyringsanordningen; dvs. med store nedganger i produksjonsrørtrykket nede i hullet øker gassinjeksjonsmengden gjennom strømnings-styreanordningen. Dette fenomen er i det store og hele ukontrollerbart og uforutsigbart ved bruk av eksisterende gasstrøm-styreanordninger. Fluctuations in bottom-of-hole production pipe pressure cause fluctuations in gas flow rates through the flow control device; i.e. with large decreases in the production pipe pressure down the hole, the gas injection amount through the flow control device increases. This phenomenon is largely uncontrollable and unpredictable when using existing gas flow control devices.

De forannevnte svingninger i produksjonsrørtrykket kan også føre til problemer på overflaten. F.eks. kan segregerte strømninger av olje- og gassblandinger bli tvunget opp produksjonsrørstrengen til overflaten, hvilket fører til alvorlige trykksvingninger gjennom hele produksjonsrøret og inne i utstyret på overflaten. Dette fenomen blir vanligvis referert til som støtvis strømning. Når de segregerte fluider fra brønnen når produksjons-anlegget og entrer separatoren i første trinn, kan den bestemte umiddelbare strømnings-mengde, eller trykksvingning, av væsker overskride strømningskapasiteten til separatoren, slik at man får væskeovergang til gassledningen. Dette kan føre til gjentatte kostbare stopp og profittap fra alle brønnene som er tilknyttet dette bestemte anlegg. Det midlere strømningstrykk nede i bunnen av hullet i produksjonsrøret under ustabil strømning er betydelig høyere enn under stabil strømning. Ved trykksvingning øker strømningstrykket i produksjonsrøret pga. fluidet med høyere densitet som er tilstede i produksjonsrørstrengen. Trykkøkningen blir ytterligere forsterket ved den tidligere kjente strømningsstyreanordning fordi den slipper gjennom mindre gass når strøm-ningstrykket nede i bunnen av hullet i produksjonsrøret øker, hvorved mindre gass leveres inn i produksjonsrøret. The aforementioned fluctuations in the production pipe pressure can also lead to problems on the surface. E.g. segregated flows of oil and gas mixtures can be forced up the production pipe string to the surface, leading to severe pressure fluctuations throughout the production pipe and inside the surface equipment. This phenomenon is usually referred to as shock flow. When the segregated fluids from the well reach the production plant and enter the separator in the first stage, the determined immediate flow quantity, or pressure fluctuation, of liquids can exceed the flow capacity of the separator, so that a liquid transition to the gas line occurs. This can lead to repeated costly stoppages and loss of profit from all the wells associated with this particular facility. The average flow pressure at the bottom of the hole in the production pipe during unstable flow is significantly higher than during stable flow. In case of pressure fluctuation, the flow pressure in the production pipe increases due to the higher density fluid present in the production string. The increase in pressure is further enhanced by the previously known flow control device because it lets through less gas when the flow pressure at the bottom of the hole in the production pipe increases, whereby less gas is delivered into the production pipe.

Følgelig foreligger det et behov for å tilveiebringe en gasstrøm-styreanordning som øker produksjonsmengden av og stabiliserer produksjonsstrømmen fra en gassløft-brønn med kontinuerlig strømning. Accordingly, there is a need to provide a gas flow control device that increases the production rate of and stabilizes the production flow from a continuous flow gas lift well.

Det foreligger et ytterligere behov for å oppnå forbedret ytelse med både en bedret blendeventil og en forbedret gassløftventil som blir brukt som gasstrøm-styre-anordninger. There is a further need to achieve improved performance with both an improved orifice valve and an improved gas lift valve which are used as gas flow control devices.

Det finnes et ytterligere behov for å tilveiebringe en gasstrøm-styreanordning som har en konsistent og forutsigbar gassinjeksjonsmengde. There is a further need to provide a gas flow control device that has a consistent and predictable gas injection amount.

Det finnes også et behov for å tilveiebringe en gasstrøm-styreanordning som har en redusert følsomhet ovenfor svingninger i produksjonsrørtrykket. There is also a need to provide a gas flow control device which has a reduced sensitivity to fluctuations in the production pipe pressure.

Det finnes et ytterligere behov for å tilveiebringe en gasstrøm-styreanordning hvormed løftegassens injeksjonsmengde kan styres fra overflaten. There is a further need to provide a gas flow control device with which the lifting gas injection quantity can be controlled from the surface.

Den foreliggende oppfinnelse overkommer manglene med den tidligere kjente teknikk. The present invention overcomes the shortcomings of the prior art.

For å ta tak i de ovenfor beskrevne problemer med, og mangler hos den kjente teknikk, er det et hovedformål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en gass-strømning-styreanordning hvormed en forutsigbar og konstant gassinjeksjonsmengde kan bli etablert, og som overvinner den strømningslabilitet som vanligvis skjer i gassløft-brønner. In order to address the above-described problems with, and shortcomings of, the prior art, it is a main purpose of the present invention to provide a gas flow control device with which a predictable and constant gas injection quantity can be established, and which overcomes the flow lability which usually occurs in gas lift wells.

Det er en ytterligere hensikt med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en forbedret gasstrøm-styreanordning hvor gassinsjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen kan styres fra overflaten. It is a further purpose of the present invention to provide an improved gas flow control device where the amount of gas injection through the gas flow control device can be controlled from the surface.

Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å øke produksjonsgraden i en gassløft-brønn med kontinuerlig strømning. It is a further object of the present invention to provide a method for increasing the production rate in a gas lift well with continuous flow.

Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å stabilisere produksjonen fra en gassløft-brønn med kontinuerlig strømning. It is a further object of the present invention to provide a method for stabilizing production from a gas lift well with continuous flow.

Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en forbedret gasstrøm-styreanordning for å injisere gass inn i en produksjonsstreng, hvor injeksjons-gasstrykket i strømningsstyreanordningen blir gjenvunnet og friksjons-tap gjennom gasstrøm-styreanordningen reduseres, slik at det dermed etableres en kritisk strømning ved en lavere trykkforskjell over gasstrøm-styreanordningen. It is a further object of the present invention to provide an improved gas flow control device for injecting gas into a production string, where the injection gas pressure in the flow control device is recovered and friction loss through the gas flow control device is reduced, so that a critical flow at a lower pressure difference across the gas flow control device.

Det er et ytterligere formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fremgangsmåte for å fjerne virkningen av produksjonsrørtrykket på gassinjeksjonsmengden gjennom en gasstrømning-styreanordning benyttet i en gassløftbrønn med kontinuerlig strømning. It is a further object of the present invention to provide a method for removing the effect of the production pipe pressure on the gas injection quantity through a gas flow control device used in a continuous flow gas lift well.

I et etablert kontinuerlig strømmende gassløftsystem er det fem selvstendige hovedvariabler som påvirker labiliteten i en brønn og dens produksjonsgrad, nemlig produk-sjonsrørtrykket ved gasstrøm-styreanordningen, foringsrørtrykket ved gasstrøm-styreanordningen, gassinjeksjonsgraden gjennom gasstrøm-styreanordningen, blende-geometrien i gasstrøm-styreanordningen og tilbøyeligheten for, eller evnen som formasjonen har til å produsere væsker. Det er et hovedformål med oppfinnelsen å tilveiebringe en gasstrøm-styreanordning som reduserer labiliteten i en kontinuerlig strømmende gassløft-brønn ved å gjøre virkningen av en hovedvariabel minst mulig, nemlilgproduksjonsrørtrykket ved gasstrøm-styreanordningen. Det å minimere virkningen av produksjonsrørtrykket oppnås ved hjelp av å styre tre av de gjenstående hovedvariabler, nemlig foringsrørtrykket, gassinjeksjonsmengden og geometrien i gasstrøm-styre-anordningen. In an established continuously flowing gas lift system, there are five main independent variables that affect the lability of a well and its production rate, namely the production pipe pressure at the gas flow control device, the casing pressure at the gas flow control device, the gas injection rate through the gas flow control device, the diaphragm geometry in the gas flow control device and the propensity or ability of the formation to produce fluids. It is a main purpose of the invention to provide a gas flow control device which reduces lability in a continuously flowing gas lift well by making the effect of a main variable as small as possible, namely the production pipe pressure at the gas flow control device. Minimizing the effect of the production tubing pressure is achieved by controlling three of the remaining main variables, namely the casing pressure, the gas injection quantity and the geometry of the gas flow control device.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelse foreslås det en fremgangsmåte for å styre den gassmengden som injiseres i et produksjonsrør, som angitt i krav 1. In accordance with the present invention, a method is proposed for controlling the amount of gas that is injected into a production pipe, as stated in claim 1.

Produksjonsrørstrengen blir plassert inne i en brønn og konsentrisk i foringsrøret, slik at det dannes et ringrom mellom dem. En gasstrøm-styreanordning blir anbrakt i brønnen på et bestemt sted, gass-strøm-syrenaordningen omfatter et hus innbefattende minst en innløpsport og minst en utløpsport, og en blende som omfatter et dyseparti og et venturiparti, der dysepartiet innbefatter en første dyseende, en andre dyseende, og en dyse-strømningsbane mellom dysens første ende og andre ende, der dyse-strømnings-banen konvergerer fra den første dyse ende til den andre ende, og venturipartiet innbefatter en første ende og en andre ende, og en venturi-strømningsbane mellom dem, venturi-strømningsbanen divergerer fra venturiens første ende til venturiens andre ende, venturiens første ende er plassert nær dysens andre ende, venturiens strørnningsbane er i flukt med dysens strømnings-bane for å gi en kontinuerlig strørnningsbane, og gasstrøm-styreanordningen er plassert for å overføre strømmen av injisert gass fra ringrommet inn i produksjonsrørstrengen. Komprimert gass trykkes inn i ringrommet. Den komprimerte gass tvinges til å strømme gjennom gasstrøm-styreanordningen for å blande gassen med reservoarfluider inne i produksjonsrørstrengen, slik at dermed densiteten i reservoarfluidene reduseres. Trykket på gassen som presses inn i ringrommet styres med en trykk-styreanordning, slik at gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen økes ved å øke trykket i gassen i ringrommet, og gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styre-anordningen minskes ved å minske trykket på gassen i ringrommet. The production tubing string is placed inside a well and concentrically in the casing, so that an annulus is formed between them. A gas flow control device is placed in the well at a specific location, the gas flow acid device comprises a housing including at least one inlet port and at least one outlet port, and an orifice comprising a nozzle portion and a venturi portion, where the nozzle portion includes a first nozzle end, a second nozzle end, and a nozzle flow path between the first end and second end of the nozzle, wherein the nozzle flow path converges from the first nozzle end to the second end, and the venturi portion includes a first end and a second end, and a venturi flow path therebetween , the venturi flow path diverges from the first end of the venturi to the second end of the venturi, the first end of the venturi is located near the second end of the nozzle, the flow path of the venturi is flush with the flow path of the nozzle to provide a continuous flow path, and the gas flow control device is located to transmit the flow of injected gas from the annulus into the production tubing string. Compressed gas is pressed into the annulus. The compressed gas is forced to flow through the gas flow control device to mix the gas with reservoir fluids inside the production tubing string, so that the density in the reservoir fluids is thereby reduced. The pressure on the gas that is pressed into the annulus is controlled with a pressure control device, so that the gas injection amount through the gas flow control device is increased by increasing the pressure in the gas in the annulus, and the gas injection amount through the gas flow control device is decreased by reducing the pressure on the gas in the annulus.

I samsvar med den foreliggende oppfinnelse foreslås også en fremgangsmåte for å redusere labilitet i en produksjonsrørstreng i en kontinuerlig strømmende gassløft-brønn som angitt i krav 2. Produksjonsrørstrengen er plassert inne i brønnen og konsentrisk i foringsrøret, hvilket foringsrør og den konsentriske produksjonsrørstreng danner et ringrom mellom seg. En gasstrøm-styreanordning er plassert inne i brønnen ved et forutbestemt sted, der gasstrøm-styreanordningen omfatter et hus innbefattende minst en innløpsport og minst en utløpsport; og en blende som omfatter et dyseparti og et venturiparti; hvilket dyse-parti innbefatter en første dyseende, en andre dyseende og en dyse-strømningsbane mellom dysens første ende og dysens andre ende, der dyse-strømningsbanen konvergerer fra den første dyseende til den andre dyseende og venturipartiet innbefatter en første ende og en andre ende, og en venturi-strømningsbane mellom disse, hvilken venturi-strømningsbane divergerer fra venturiens første ende til venturiens andre ende, venturiens første ende er plassert nær inntil dysens andre ende, venturi-strørnningsbanen er i flukt med dysens strørnningsbane for å gi en kontinuerlig strørnningsbane, hvilken gasstrøm-styreanordning er plassert for å overføre strømmen av injisert gass fra ring-rommet inn i produksjonsrørstrengen. Komprimert gass trykkes inn i ringrommet. Den komprimerte gass blir tvunget til å strømme gjennom gasstrøm-styreanordningen for å blande gassen med reservoarfluider inne i produksjons-rørstrengen, som hvorved reduserer densiteten til reservoarfluidene reduseres. Trykket i gassen i ringrommet styres med en trykk-styreanordning for å oppnå kristisk strømning gjennom gasstrøm-styreanordningen, som derved opprettholder en konstant gassinjeksjonsmengde over gass-strøm-styreanordningen uavhengig av trykket i produksjons-rørstrengen. In accordance with the present invention, a method is also proposed for reducing lability in a production tubing string in a continuously flowing gas lift well as stated in claim 2. The production tubing string is placed inside the well and concentrically in the casing, which casing and the concentric production tubing string form an annulus between themselves. A gas flow control device is placed inside the well at a predetermined location, where the gas flow control device comprises a housing including at least one inlet port and at least one outlet port; and an orifice comprising a nozzle portion and a venturi portion; which nozzle portion includes a first nozzle end, a second nozzle end, and a nozzle flow path between the first end of the nozzle and the second end of the nozzle, wherein the nozzle flow path converges from the first nozzle end to the second nozzle end and the venturi portion includes a first end and a second end, and a venturi flow path therebetween, which venturi flow path diverges from the first end of the venturi to the second end of the venturi, the first end of the venturi is located close to the second end of the nozzle, the venturi flow path is flush with the nozzle flow path to provide a continuous flow path, which gas flow control device is located to transfer the flow of injected gas from the annulus into the production tubing string. Compressed gas is pressed into the annulus. The compressed gas is forced to flow through the gas flow control device to mix the gas with reservoir fluids within the production tubing string, thereby reducing the density of the reservoir fluids. The pressure in the gas in the annulus is controlled with a pressure control device to achieve critical flow through the gas flow control device, which thereby maintains a constant gas injection amount across the gas flow control device regardless of the pressure in the production pipeline.

I samsvar med foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for eliminere labilitet i kontinuerlig strømmende gassløft-brønner tilveiebrakt ved å stabilisere gassinjeksjonsmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen slik at gassinjeksjonsmengden vil være uavhengig av de vanlige produksjonsrørtrykk-svingninger som skjer i en kontinuerlig strømmende gassløft-brønn. In accordance with the present invention, a method for eliminating lability in continuously flowing gas lift wells is provided by stabilizing the gas injection amount through the gas flow control device so that the gas injection amount will be independent of the usual production pipe pressure fluctuations that occur in a continuously flowing gas lift well.

Det er foreslått at fluider, nemlig både gass og væsker, kan brukes for å løfte formasjonsfluider til overflaten. Følgelig, mens den foreliggende oppfinnelse refererer seg til "gass-løft" og "gasstrøm-styreanordninger", er det foreslått at fluider som har forholdsvis lavere densitet enn formasjonsfluider som skal løftes, kan injiseres gjennom strømnings-styre-anordningen og inn i produksjonsrøret for å minske densiteten i blandingen for derved å bedre løftet. It has been proposed that fluids, namely both gas and liquids, can be used to lift formation fluids to the surface. Accordingly, while the present invention refers to "gas lift" and "gas flow control devices", it is proposed that fluids of relatively lower density than formation fluids to be lifted can be injected through the flow control device and into the production tubing for to reduce the density in the mixture to thereby improve lift.

Det foranstående har skissert trekkene og de tekniske fordeler ved den foreliggende oppfinnelse slik at fagmannen bedre kan forstå den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen som følger. Trekkene og fordelene ved oppfinnelsen som er beskrevet ovenfor og i det etterfølgende danner gjenstanden for kravene ifølge oppfinnelsen. Fagmannen skal forstå at de kan lett bruke konseptet og de bestemte utførelser som er vist som basis for å modifisere eller konstruere andre strukturer for å utføre de samme formål som den foreliggende oppfinnelse. The foregoing has outlined the features and technical advantages of the present invention so that the person skilled in the art can better understand the detailed description of the invention that follows. The features and advantages of the invention described above and in what follows form the subject matter of the claims according to the invention. Those skilled in the art will appreciate that they can readily use the concept and particular embodiments shown as a basis for modifying or constructing other structures to accomplish the same purposes as the present invention.

For at oppfinnelsen lettere skal forstås vil utførelser av denne (og tidligere kjent teknikk) nå bli beskrevet kun gjennom illustrasjon, med henvisning til de vedlagte tegninger hvor: Fig. 1 viser en grafisk fremstilling som illustrerer blendeytelsen ved gassinjeksjon for et typisk, tidligere kjent høytrykks gassløft-system. Kurven viser en utplotting av gass-strømningsmengden (ordinat) og produksjonsrørtrykket i (abscissen), hvor forings-rørtrykket holdes konstant ved 112 kg/cm<2>. Området A er den kritiske strømnings-tilstand. Fig. 2 viser en grafisk fremstilling som illustrerer blendeytelsen ved gassinjeksjon i et typisk, tidligere kjent lavtrykks gassløft-system. Kurven er en utplotting av gass-strømningsmengden (ordinat) og produksjonsrørttrykket (abscissen), hvor forings-rørtrykket holdes konstant ved 70 kg cm<2>. Området A er den kritiske strømningstilstand. Fig. 3 viser en grafisk fremstilling som illustrerer den ønskede ytelse ifølge oppfinnelsen ved gassinjeksjon i en gasstrøm-styreanordning for å eliminere labilitet i en kontinuerlig strømmende gass-løft-brønn. Kurven er en utplotting av gasstrømningsmengden (ordiant) og produksjons-rørtrykket (abscissen), hvor foringsrørtrykket holdes konstant ved 70 kg/cm<2>. Området A er den kritiske strømningstilstand. Fig. 4 viser et skjematisk lengdesnitt gjennom omgivelsen til en gassinjeksjon-styreanordning; Fig. 5 viser et lengdesnitt gjennom en gassinjeksjon-styreanordning med standard rettkantet blende; Fig. 6A og 6B viser et lengdesnitt gjennom en eksempelvis gasstrømblende-styreanordning som innbefatter en dyse-venturiblende; Fig 6C viser et lengdesnitt gjennom en dyse-ventuirblendeenhet som inngår i en gass-strøm-styreanordning; Fig. 7A og 7B viser et lengdesnitt gjennom en eksempelvis gassløftventil som innbefatter en dyse-venturiblende; Fig. 8 viser en grafisk fremstilling som illustrerer den dynamiske ytelse for en eksempelvis dyse-venturigasstrøm-styreanordning ifølge den foreliggende oppfinnelse ved tre adskilte oppstrømstrykk, og gir også en sammenligning for den dynamiske ytelse med tidligere kjente gasstrøm-styreanordninger som bruker en rettkantet blende, vist i fig. 2. Kurven er en utplotting av gassinjeksjonsmengden (ordinat) og nedstrømstrykk (abscissen) ved oppstrømstrykk på 28 kg/cm<2> (linje D), 64 kg/cm<2> (linje E), 64 kg/cm<2 >(linje F) og 98 kg/cm<2> (linje G). Fig. 9 viser en grafisk fremstilling som sammenligner et trykkprofil for en rettkantet blende i en tidligere kjent gasstrøm-styreanordning og en trykkprofil for en eksempelvis dyse-venturiblende i en gasstrøm-styreanordning ifølge den fore-liggende oppfinnelse. I den grafiske fremstilling er venstre ordinat oppstrømstrykket og høyre ordinat er nedstrømstrykket. Abscissen er avstanden. Linjen P er den kjente teknikk og linjen Q er i samsvar med oppfinnelsen. In order for the invention to be more easily understood, embodiments of this (and previously known technology) will now be described only through illustration, with reference to the attached drawings where: gas lift system. The curve shows a plot of the gas flow rate (ordinate) and the production pipe pressure (abscissa), where the casing pressure is kept constant at 112 kg/cm<2>. Area A is the critical flow condition. Fig. 2 shows a graphic representation illustrating the aperture performance during gas injection in a typical, previously known low-pressure gas lift system. The curve is a plot of the gas flow rate (ordinate) and the production pipe pressure (abscissa), where the casing pipe pressure is kept constant at 70 kg cm<2>. Area A is the critical flow condition. Fig. 3 shows a graphic representation illustrating the desired performance according to the invention by gas injection in a gas flow control device to eliminate lability in a continuously flowing gas lift well. The curve is a plot of the gas flow rate (ordinate) and the production pipe pressure (abscissa), where the casing pressure is kept constant at 70 kg/cm<2>. Area A is the critical flow condition. Fig. 4 shows a schematic longitudinal section through the surroundings of a gas injection control device; Fig. 5 shows a longitudinal section through a gas injection control device with a standard straight-edged aperture; Fig. 6A and 6B show a longitudinal section through an exemplary gas flow diaphragm control device which includes a nozzle-venturi diaphragm; Fig 6C shows a longitudinal section through a nozzle-venturi aperture unit which forms part of a gas-flow control device; Fig. 7A and 7B show a longitudinal section through an exemplary gas lift valve which includes a nozzle-venturi diaphragm; Fig. 8 shows a graphical representation that illustrates the dynamic performance of an example nozzle-venturi gas flow control device according to the present invention at three separate upstream pressures, and also provides a comparison for the dynamic performance with previously known gas flow control devices that use a straight-edged orifice, shown in fig. 2. The curve is a plot of the gas injection quantity (ordinate) and downstream pressure (abscissa) at upstream pressures of 28 kg/cm<2> (line D), 64 kg/cm<2> (line E), 64 kg/cm<2 > (line F) and 98 kg/cm<2> (line G). Fig. 9 shows a graphical representation which compares a pressure profile for a straight-edged orifice in a previously known gas flow control device and a pressure profile for an example nozzle-venturi orifice in a gas flow control device according to the present invention. In the graphic representation, the left ordinate is the upstream pressure and the right ordinate is the downstream pressure. The abscissa is the distance. The line P is the known technique and the line Q is in accordance with the invention.

For å illustrere virkningen av en tidligere kjent rettkantet blende brukt i en gasstrøm-styreanordning, viser fig. 1 en typisk ytelse for denne. Foringsrørtrykket i brønn-boringen, ved gassinjeksjonsdybden, er konstant 112 kg/cm<2>, og ønsket produksjons-rørtrykk er 102 kg/cm<2>. Foringsrørtrykket er definert som oppstrøms-trykket i blenden, og produksjonsrørtrykket er definert som nedstrømstrykket i blenden. Etterhvert som produksjonsrørtrykket øker avtar gassinjeksjonsmengden gjennom blenden. Omvendt, når produksjonsrørtrykket avtar, øker gassinjeksjonsmengden gjennom blenden. To illustrate the effect of a previously known straight-edged diaphragm used in a gas flow control device, fig. 1 a typical performance for this. The casing pressure in the wellbore, at the gas injection depth, is a constant 112 kg/cm<2>, and the desired production tubing pressure is 102 kg/cm<2>. The casing pressure is defined as the upstream pressure in the orifice, and the production pipe pressure is defined as the downstream pressure in the orifice. As the production pipe pressure increases, the gas injection amount through the orifice decreases. Conversely, as the production pipe pressure decreases, the gas injection quantity through the orifice increases.

Fig. 2 viser også virkningen av den tidligere blenden benyttet i en gasstrøm-styreanordning. I denne illustrasjon er den tidligere blende anordnet i et miljø ved nedre foringsrør- og produksjonsrørtrykk på 70 kg/cm2 og 60kg/cm<2>. Fig. 2 also shows the effect of the former aperture used in a gas flow control device. In this illustration, the former baffle is arranged in an environment at lower casing and production pipe pressures of 70 kg/cm2 and 60 kg/cm<2>.

Vanligvis er det ønskede trykkfall over den kjente blende mellom 7 og 14 kg/cm<2>. Ved trykkfall på 10,5 til 14 kg/cm<2> er imidlertid høye injeksjonstrykk påkrevet, hvilket fører til høye gasskomprimeirngskostnader. Når trykkfallet ligger under 7 kg/cm<2> blir gassinjeksjonsmengden mer uforutsigbar. Således er et trykkfall på under 7 kg/cm2 vanligvis ikke tatt i betraktning pga. manglen på nøyaktige data og faren for å konstruere et ueffektivt gassløftsystem. Følgelig er et trykkfall på over 7 kg/cm<2> over den tidligere blende vanligvis ønsket og brukt som en sikkerhetsfaktor ved beregning av gassløft-systemet. Usually the desired pressure drop across the known aperture is between 7 and 14 kg/cm<2>. At pressure drops of 10.5 to 14 kg/cm<2>, however, high injection pressures are required, which leads to high gas compression costs. When the pressure drop is below 7 kg/cm<2>, the gas injection quantity becomes more unpredictable. Thus, a pressure drop of less than 7 kg/cm2 is usually not taken into account due to the lack of accurate data and the danger of designing an ineffective gas lift system. Consequently, a pressure drop of more than 7 kg/cm<2> over the previous orifice is usually desired and used as a safety factor when calculating the gas lift system.

Som det fremgår av fig. 1 og 2, og som kjent innenfor faget, fortsetter gassinjeksjonsmengden gjennom den tidligere blende å øke inntil produksjonsrørtrykket avtar til en verdi som er omlag 54% av det konstante foringsrørtrykk. Deretter forblir gassinjeksjonsmengden gjennom blenden konstant når produksjonsrørtrykket synker. Man vet at den kritiske strømning gjennom den tidligere kjente rettkantede blende blir etablert når produksjonsrørtrykket er omlag 54% av foringsrørtrykket. Når produksjonsrørtrykket faller til den kritiske strømningstilstand (dvs. produksjonsrør-trykket er 54% av foringsrørtrykket), forblir gassinjeksjonsmengden gjennom blenden konstant og uavhengig av produksjonsrørtrykket. As can be seen from fig. 1 and 2, and as is known in the art, the gas injection quantity through the previous orifice continues to increase until the production pipe pressure decreases to a value which is approximately 54% of the constant casing pressure. Then, the gas injection amount through the orifice remains constant as the production pipe pressure drops. It is known that the critical flow through the previously known straight-edged orifice is established when the production pipe pressure is approximately 54% of the casing pressure. When the production tubing pressure drops to the critical flow condition (ie, the production tubing pressure is 54% of the casing pressure), the gas injection amount through the orifice remains constant and independent of the production tubing pressure.

Etablering av den kritiske strømningstilstand gjennom blenden virker til å eliminere strømningslabilitet. F.eks. for brønnen som virker ved et produksjonsrørtrykk på 102 kg/cm<2> vil etableres av kritisk strømning gjennom den tidligere kjente, rettkantede gasstrøm-styreanordning kunne bli verifisert ved å øke foringsrørtrykket fra 112 kg/cm<2 >til 19 kg/cm<2> eller over. Å skape et slikt høyt trykkfall over blenden er ikke økonomisk mulig pga. tilleggskostnaden ved gasskompremering. Videre er denne praksis ikke praktisk pga. den økede sannsynlighet for mekaniske problemer. Establishing the critical flow condition through the orifice acts to eliminate flow lability. E.g. for the well operating at a production casing pressure of 102 kg/cm<2> will be established by critical flow through the previously known straight-edge gas flow control device could be verified by increasing the casing pressure from 112 kg/cm<2 >to 19 kg/cm< 2> or above. Creating such a high pressure drop across the orifice is not economically possible due to the additional cost of gas compression. Furthermore, this practice is not practical because the increased likelihood of mechanical problems.

Det er et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe en blendeventil som søker å redusere og effektivt eliminere strømningslabiliteten under normale forhold. Spesielt er det et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en strømningsstyreanordning som har de ytelseskarakteristikker som er illustrert i fig. 3, hvor den kritiske strømnings-tilstand og en konstant injeksjonsmengde nås når produksjonsrørtrykket er omlag 90% -95% eller mindre enn foringsrørtrykket, i motsetning til industristandarden på 54% for den tidligere kjente rettkantede blende. It is an object of the invention to provide an orifice valve which seeks to reduce and effectively eliminate flow lability under normal conditions. In particular, it is an object of the present invention to provide a flow control device which has the performance characteristics illustrated in fig. 3, where the critical flow condition and a constant injection rate are reached when the production pipe pressure is about 90%-95% or less than the casing pressure, in contrast to the industry standard of 54% for the previously known straight-edged orifice.

Fig. 3 viser en grafisk fremstilling som illustrerer den ønskede strømningsmengde-ytelse i en gasstyreanordning ifølge den foreliggende oppfinnelse hvor det konstante foringsrørtrykk er 70 kg/cm<2>. Derfor, dersom produksjonsrørtrykket avtar under omlag 63 kg/cm<2> forblir gassinjeksjonsmengden gjennom styreanordningen fast. Således, for et typisk trykkfall på 7 til 14 kg/cm<2> over gasstrøm-styreanordningen, kan en konstant gassinjeksjonsmengde oppnås slik at det oppnås en stabilisert brønn og bedret økonomi. Fig. 3 shows a graphic representation illustrating the desired flow rate performance in a gas control device according to the present invention where the constant casing pressure is 70 kg/cm<2>. Therefore, if the production pipe pressure decreases below approximately 63 kg/cm<2>, the gas injection amount through the control device remains fixed. Thus, for a typical pressure drop of 7 to 14 kg/cm<2> across the gas flow control device, a constant gas injection amount can be achieved so that a stabilized well and improved economy are achieved.

En annen fordel med blendeventilen ifølge foreliggende oppfinnelse er muligheten til å styre injeksjonsgassmengden gjennom gasstrøm-styreanordningen, uten å medføre labilitet, ved enkelt å styre overflate-injeksjonstrykket. Vanligvis vil derved også produksjonsmengden av væsker fra brønnboringen styres. Ved å bruke blendeventilen ifølge den foreliggende oppfinnelse ned i hullet, kan operatøren øke trykket i gassen ved overflaten for å øke injeksjonstrykket (foringsrør- eller opp-strømstrykket) ved gasstrøm-styreanordningen, noe som i sin tur øker trykkforskjellen over gasstrøm-styreanordningen og derfor mengden gassinjisering gjennom gasstrøm-styre-anordningen. Dette minsker i sin tur densiteten i fluidet i produksjonsrørstrengen, slik at at mer fluid fra reservoaret entrer brønnboringen og kan produseres. Økning av trykket i den injiserte gass øker densiteten i gassen slik at, for samme begrensning i gasstrøm-styreanordningen, økes gassinjeksjonsmengden. Another advantage of the diaphragm valve according to the present invention is the possibility to control the injection gas quantity through the gas flow control device, without causing lability, by simply controlling the surface injection pressure. Usually, this will also control the production quantity of liquids from the well drilling. By using the orifice valve according to the present invention downhole, the operator can increase the pressure in the gas at the surface to increase the injection pressure (casing or upstream pressure) at the gas flow control device, which in turn increases the pressure difference across the gas flow control device and therefore the amount of gas injection through the gas flow control device. This in turn reduces the density of the fluid in the production pipe string, so that more fluid from the reservoir enters the wellbore and can be produced. Increasing the pressure in the injected gas increases the density in the gas so that, for the same limitation in the gas flow control device, the gas injection quantity is increased.

Den foreliggende oppfinnelse blir brukt i et eksempelvis miljø som er vist i fig. 4. Et gassløft-brønnsystem 10 forløper fra over bakken G, hvor systemet 10 er forbundet til en trykkgass-kilde (ikke vist) og til petroleum-utvinningsutstyr (ikke vist), og et under-jordisk petroleumsreservoar P. Petroleum stiger i produksjonsrøret 12. Trykkgass blir innført i ringrommet 14, som foreligger mellom produksjonsrøret 12 og det ytre stål-foringsrør 16. Ringrommet 14 er tettet i bunnen av foringsrøret 16 med en ekspansjons-pakning 18. Trykkgass blir levert fra en kilde, slik som en kompressor (ikke vist). Gasstrykket i ringrommet 14 reguleres med en trykkstyreanordning 9, nemlig enten en juster-bare struper eller en regulator ved overflaten, trykkgassen, er representert ved piler 20, strømmer fra kompressoren, gjennom trykkstyreanordningen 9 og gjennom ringrommet 14 inn i produksjonsrøret 12 via en gasstrøm-styreanordning 22. Gass injisert i produk-sjonsrøret 12 minsker densiteten på petroleumen som stiger til overflaten og gjør det mulig for reaservoarets naturlige trykk og vedlikeholde denne strømning. Trykkstyreanordningen 9 blir brukt ved overflaten for å styre trykket i ringrommet 14, som i sin tur etablerer injeksjonstrykket (også referert til som foringsrørtrykket eller oppstrøms-trykket) i gasstrøm-styreanordningen 22, trykkforskjellen over gasstrøm-styreanordningen og således injeksjonsgraden gjennom gasstrøm-styreanordningen 22. The present invention is used in an exemplary environment which is shown in fig. 4. A gas lift well system 10 extends from above ground G, where the system 10 is connected to a compressed gas source (not shown) and to petroleum extraction equipment (not shown), and an underground petroleum reservoir P. Petroleum rises in the production pipe 12 . Compressed gas is introduced into the annulus 14, which exists between the production pipe 12 and the outer steel casing 16. The annular space 14 is sealed at the bottom of the casing 16 with an expansion gasket 18. Compressed gas is supplied from a source, such as a compressor (not shown). The gas pressure in the annulus 14 is regulated with a pressure control device 9, namely either an adjustable throttle or a regulator at the surface, the pressure gas, represented by arrows 20, flows from the compressor, through the pressure control device 9 and through the annulus 14 into the production pipe 12 via a gas flow control device 22. Gas injected into the production pipe 12 reduces the density of the petroleum that rises to the surface and makes it possible for the natural pressure of the re-reservoir to maintain this flow. The pressure control device 9 is used at the surface to control the pressure in the annulus 14, which in turn establishes the injection pressure (also referred to as the casing pressure or upstream pressure) in the gas flow control device 22, the pressure difference across the gas flow control device and thus the injection rate through the gas flow control device 22 .

Mens trykkstyreanordningen 9 er vist ved overflaten i fig. 4, er det tenkt at en trykk-styreanordning kan installeres inne i ringrommet ved en dybde nærmere gasstrøm-styreanordningen 22.1 den situasjon isoleres en viss mengde av ringrommet for å danne et kammer for injeksjonsgass hvorved gassen som skal injiseres blir levert til kammeret, og gasstrykket reguleres ved trykkstyreanordningen som i sin tur styres fra overflaten via en hydraulisk eller elektrisk styreledning. While the pressure control device 9 is shown at the surface in fig. 4, it is envisaged that a pressure control device can be installed inside the annulus at a depth closer to the gas flow control device 22.1 in which case a certain amount of the annulus is isolated to form a chamber for injection gas whereby the gas to be injected is delivered to the chamber, and the gas pressure regulated by the pressure control device which in turn is controlled from the surface via a hydraulic or electric control line.

Videre vil en enkelt brønnboring ofte krysse et antall produserende formasjoner og av økonomiske årsaker, blir disse formasjoner, referert til som produksjonssoner, isolert ved å installere avtetningsinnretninger slik at de individuelle soner kan produsere uav-hengig av hverandre. Et antall produksjonsrørstrenger blir dermed brukt for å produsere fra de bestemte formasjoner. Begrensningene ved tidligere kjente gasstrøm-styre-anordninger, nemlig dens dynamiske ytelse, forverrer strømningslabiliteten i brønn-kompliteringer med et antall produksjonsrørstrenger. I en slik brønn vil ustabilitet svært ofte skje i hver av de individuelle produksjonsrørstrenger av gassløftsystemet fordi det felles ringrom leverer injeksjonsgass til hver gasstrøm-styreanordning og injeksjons-mengden gjennom hver tidligere kjent gasstrøm-styreanordning er fullstendig ufor-utsigbar og uavhengig. Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en konstant gass-injeksjonsgrad inn i hver produksjonsrørstreng og vil derfor minske strømnings-labiliteten som er vanlig i brønner som har et antall produksjonsrørstrenger. Furthermore, a single well drilling will often cross a number of producing formations and for economic reasons, these formations, referred to as production zones, are isolated by installing sealing devices so that the individual zones can produce independently of each other. A number of production pipe strings are thus used to produce from the specific formations. The limitations of prior art gas flow control devices, namely their dynamic performance, exacerbate flow instability in well completions with a number of production tubing strings. In such a well, instability will very often occur in each of the individual production pipe strings of the gas lift system because the common annulus supplies injection gas to each gas flow control device and the injection amount through each previously known gas flow control device is completely unpredictable and independent. The present invention provides a constant gas injection rate into each production tubing string and will therefore reduce the flow lability common in wells having multiple production tubing strings.

En tidligere kjent gasstrøm-styreanordning 22 med en firkantet blende er vist i fig. 5. Retningen på gasstrømmen gjennom gasstrøm-styreanordningen er indikert med piler 26. Trykkgass ved injeksjonstrykket entrer den tidligere strømningsstyreanordning 22 gjennom innløp 24 og strømmer gjennom en rettkantet blende 29, som inneholder passasjen 29a og tetningen 29b. Gass passerer så gjennom kanalen 28a av en blende-holder 28 og forbi tilbakeslagsventilen 30. Gass blir så sluppet ut gjennom utløpet 32 ved neseenden 21, ved produksjonstrykket, og passerer inn i produksjonsrøret 12 (fig.4). Passasjen 29a og passasjen 28a har vanligvis sirkulære tverrsnitt, når man betrakter de tverrsnitt som er tatt langs planet vinkelrett på lengdeaksen gjennom gasstrøm-styreanordningen. A previously known gas flow control device 22 with a square aperture is shown in fig. 5. The direction of the gas flow through the gas flow control device is indicated by arrows 26. Compressed gas at the injection pressure enters the former flow control device 22 through inlet 24 and flows through a rectangular aperture 29, which contains the passage 29a and the seal 29b. Gas then passes through the channel 28a of a diaphragm holder 28 and past the non-return valve 30. Gas is then released through the outlet 32 at the nose end 21, at the production pressure, and passes into the production pipe 12 (fig.4). The passage 29a and the passage 28a generally have circular cross-sections when considering the cross-sections taken along the plane perpendicular to the longitudinal axis through the gas flow control device.

Fig. 6A og 6B viser en eksempelvis gasstrøm-styreanordning 60 ifølge den foreliggende oppfinnelse. Gasstrøm-styreanordningen 60 har hovedsakelig de samme dimensjoner og komponenter som de ifølge den tidligere kjente gasstrøm-styreanordning 22 (vist i fig. 5), innbefattende en prøve-haleseksjon 62, innløpsporter 54 og neseende 61 med en tilbakeslagsventil 65 og utløpsporter 64; tilbakeslagsventilen 65 innbefatter en pil 67, en fjær 69 og en tilbakeslagstetning 71. Gasstrømning-styreanordning 60 ifølge den fore-liggende oppfinnelse innbefatter imidlertid en dyse-venturiblende 34, isteden for den firkantede blende 29 funnet i den tidligere kjente teknikk. Fig. 6A and 6B show an exemplary gas flow control device 60 according to the present invention. The gas flow control device 60 has essentially the same dimensions and components as those of the prior art gas flow control device 22 (shown in Fig. 5), including a sample tail section 62, inlet ports 54 and nose end 61 with a check valve 65 and outlet ports 64; the non-return valve 65 includes an arrow 67, a spring 69 and a non-return seal 71. Gas flow control device 60 according to the present invention, however, includes a nozzle venturi orifice 34, instead of the square orifice 29 found in the prior art.

Retningen på gasstrømmen gjennom gasstrøm-styreanordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse er indikert med piler 26. Trykkgass ved injeksjonstrykket (foringsrør-trykket) entrer innløpsportene 54 og strømmer gjennom dyse-venturiblenden 34 og forbi tilbakeslagsventilen 65. Gass blir så sluppet ut gjennom utløpsportene 64, ved produksjonstrykket (nedstrømstrykket eller produksjonsrørtrykket), og passerer inn i produk-sjonsrøret. The direction of the gas flow through the gas flow control device according to the present invention is indicated by arrows 26. Compressed gas at the injection pressure (casing pressure) enters the inlet ports 54 and flows through the nozzle-venturi valve 34 and past the check valve 65. Gas is then released through the outlet ports 64, at the production pressure (downstream pressure or production pipe pressure), and passes into the production pipe.

En eksempelvis dyse-venturiblende 34 er vist i detalj i fig. 6C og kan f.eks. omfatte en sirkulær bueformet venturi, og innbefatter et dyseparti 34a og et venturiparti 34b. Munnstykkepartiet eller dysepartiet 34a ligger over en hals 36 og venturiepartiet 34b ligger under halsen 36. An exemplary nozzle-venturi diaphragm 34 is shown in detail in fig. 6C and can e.g. comprise a circular arc-shaped venturi, and includes a nozzle portion 34a and a venturi portion 34b. The mouthpiece part or nozzle part 34a lies above a neck 36 and the venturi part 34b lies below the neck 36.

Dysepartiet 34a innbefatter sidevegger 38 som gir minimal motstand mot strømningen av fluid (gass eller væske) når fluid nærmer seg halsen 36. Sideveggene 38 er progressivt innsnevret mot halsen 36. Tverrsnittsarealet av halsen 36 er mindre enn tverrsnittsarealet av dysepartiet 34a og venturiepartiet 34b. The nozzle portion 34a includes side walls 38 which provide minimal resistance to the flow of fluid (gas or liquid) when the fluid approaches the neck 36. The side walls 38 are progressively narrowed towards the neck 36. The cross-sectional area of the neck 36 is smaller than the cross-sectional area of the nozzle portion 34a and the venturi portion 34b.

Sideveggene 38 er kurveformede, eller kromlinjede, slik at helningen til tangentlinjene målt med hvert sted langs kurven 42 av dysepartiet 34a, idet helningen som betraktes i matematisk betydning, er større enn tangentpunktene som nærmer seg halsen 36. Krumningen av dysepartiet 34a er også slik at det er en krumningsradius 44 som er større enn en diameter 46 av halsen 36 med en faktor mellom 1,5 og 2,5, en foretrukket verdi er 1,9. The side walls 38 are curved, or chrome-lined, so that the slope of the tangent lines measured at each point along the curve 42 of the nozzle portion 34a, the slope considered in a mathematical sense being greater than the tangent points approaching the neck 36. The curvature of the nozzle portion 34a is also such that there is a radius of curvature 44 greater than a diameter 46 of the neck 36 by a factor between 1.5 and 2.5, a preferred value being 1.9.

Under halsen 36 øker venturien 34b i tverrsnittsarealet ved en grad slik at de vertikale vegger 48 av denne danner en vinkel 50 til en vertikal eller langsgående retning 52. Vinkelen 50 ligger innenfor et området på 4 til 15°, en foretrukken verdi er 6°. Below the throat 36, the venturi 34b increases in cross-sectional area by a degree such that the vertical walls 48 thereof form an angle 50 to a vertical or longitudinal direction 52. The angle 50 lies within a range of 4 to 15°, a preferred value being 6°.

Forholdet mellom tverrsnittsarealet ved diameteren 46 av halsen 36 og tverrsnittsarealet ved det videste sted av dysepartiet 34a, når målt ved munningen 54, er lik ved eller mindre enn 0,4. The ratio of the cross-sectional area at the diameter 46 of the throat 36 to the cross-sectional area at the widest point of the nozzle portion 34a, when measured at the mouth 54, is equal to or less than 0.4.

Tverrsnittet av dyse-venturiblenden 34, innbefattende tverrsnittene av dysepartiet og venturiepartiet, tatt i betraktning de tverrsnitt som er tatt langs planet vinkelrett på venturieaksen, er generelt representert som å være sirkulære. Dette skyldes forvent-ningen om at fremstillingsprosessen for å danne dyse-venturiblenden 34, eller for å danne en dyse eller form for fremstilling av denne vil sentreres ved skjæring rundt et roterende arbeidsstykke, som eksempelvisert av en dreibenk operasjon. Det er imidlertid tenkt at andre fremstillingsprosesser er mulig, og at andre geometrier for tverrsnittene av dysepartiet og venturiepartiet således er mulig. F.eks. kan tilsvarende tverrsnitt av dyse-venturiblenden 34 være rektangulær, elliptisk, polygonal, hypergeometirskelliptisk eller til og med andre utforminger. The cross-section of the nozzle-venturi valve 34, including the cross-sections of the nozzle portion and the venturi portion, considering the cross-sections taken along the plane perpendicular to the venturi axis, is generally represented as being circular. This is due to the expectation that the manufacturing process to form the nozzle-venturi blend 34, or to form a nozzle or form for its manufacture will be centered by cutting around a rotating workpiece, as exemplified by a lathe operation. However, it is thought that other manufacturing processes are possible, and that other geometries for the cross-sections of the nozzle section and the venturi section are thus possible. E.g. the corresponding cross-section of the nozzle-venturi blend 34 may be rectangular, elliptical, polygonal, hypergeometric elliptical or even other designs.

Gass som strømmer inne i dysepartiet 34a av dyse-venturiblenden 34 strømmer ved en høy hastighet og et lavt trykk. Gass som strømmer gjennom venturiepartiet 34b minsker i hastighet og øker i trykk slik at gass som utgår fra ventilen 22 har trykk gjenvunnet med et minimalt tap av energi eller trykk. Gas flowing inside the nozzle portion 34a of the nozzle-venturi mixer 34 flows at a high velocity and a low pressure. Gas flowing through the venturi portion 34b decreases in speed and increases in pressure so that gas exiting the valve 22 has pressure recovered with a minimal loss of energy or pressure.

For optimal ytelse bør dysepartiet 34a og venturiepartiet 34b i dyse-venturiblenden 34 være tilvirket av lavfriksjonsmaterialer, slik som keramiske materialer, høypolerte metaller og plaster. Således gjøres friksjonstapene over dyse-venturien minst mulig. Materialet som brukes i blendeventilen som ble testet var tilvirket av 17-pH rustfritt stål. For optimal performance, the nozzle portion 34a and the venturi portion 34b in the nozzle-venturi blend 34 should be made of low-friction materials, such as ceramic materials, highly polished metals and plastics. Thus, the friction losses over the nozzle venturi are kept to a minimum. The material used in the diaphragm valve that was tested was made of 17-pH stainless steel.

Fig. 7A og 7B viser nok en foretrukken utførelse av en gasstrøm-styreanordning ifølge den foreliggende oppfinnelse, der en dyse-venturiblende er holdt inne i en kunstløft-ventil, ofte også referert til som en gassløft-ventil. Det vises nå til fig. 7A og 7B hvor en kunstløft-ventil 200 er vist i detalj, som er representativ for kunstløft-ventiler som er innesluttet i en sidelommedor som inngår i en produksjonsrørstreng. Det skal forstås at utformingen beskrevet for denne kunstløft-ventil er kun for forklarende formål og er ikke ment å begrense oppfinnelsen til en bestemt oppbygning av kunstløft-ventiler. Fig. 7A and 7B show yet another preferred embodiment of a gas flow control device according to the present invention, where a nozzle-venturi diaphragm is held inside an artificial lift valve, often also referred to as a gas lift valve. Reference is now made to fig. 7A and 7B where an artificial lift valve 200 is shown in detail, which is representative of artificial lift valves enclosed in a side pocket mandrel included in a production tubing string. It should be understood that the design described for this artificial lift valve is only for explanatory purposes and is not intended to limit the invention to a specific construction of artificial lift valves.

Selv om oppbygningen og den generelle virkemåte av kunstløft-ventilene og deres komponenter er godt kjent, vil dette bli beskrevet i noe detalj for å gi bakgrunn og for å hjelpe leseren til en forståelse av oppfinnelsen. Although the structure and general operation of the artificial lift valves and their components are well known, this will be described in some detail to provide background and to assist the reader in understanding the invention.

Som vist i fig. 7A-7B, er i en foretrukken utførelse av oppfinnelsen kunstløft-ventilen 200 satt sammen av et ventilhus, indikert generelt ved 202, som er utformet og dimensjonert til å ligge inne i boringen 204 i en sidelommedor i produksjonsrøret. Det skal bemerkes at boringen 204 av sidelommedoren innbefatter et antall hovedsakelig radielt utadvendene side-åpninger 206 som tillater fluidkommunikasjon mellom innsiden av boringen 204 og brønnboringens ringrom 14 (som vist i fig. 4). Det nedre parti av boringen 204 oppviser også en eller flere radielt innadvendende åpninger (ikke vist) som vil tillate fluidkommunikasjon mellom det indre av boringen 204 og strømnings-boringen inne i rørstrengen 12 (som vist i fig. 4). Sidelommedor-utformingen i denne form er godt kjent. As shown in fig. 7A-7B, in a preferred embodiment of the invention, the artificial lift valve 200 is assembled from a valve body, indicated generally at 202, which is designed and sized to lie within the bore 204 of a side pocket mandrel in the production pipe. It should be noted that the bore 204 of the side pocket auger includes a number of substantially radially outward side openings 206 that allow fluid communication between the inside of the bore 204 and the wellbore annulus 14 (as shown in Fig. 4). The lower portion of the bore 204 also has one or more radially inward facing openings (not shown) which will allow fluid communication between the interior of the bore 204 and the flow bore within the pipe string 12 (as shown in Fig. 4). The side pocket dormer design in this form is well known.

Ventilhuset 202 innbefatter i seg selv et øvre kuppel-rør 208 som er gjengeforbundet ved 210 til et belg-hus 212 nedenfor. Den øvre ende av det øvre kuppel-rør 208 oppviser et gjengeparti 214 som tillater at ventilhuset 202 kan bli grepet av et låsbart element 216 (låsbare parti ikke vist) for å sikkert feste ventilen 200 inne i boringen 204 i sidelommedoren. Belghuset 212 er gjengemessig inngrep ved 218 i dens nedre ende til et koblings-rør 220 som i sin tur er gjengeinnfestet til et hovedventilhus 224. Hovedventilhuset 224 bærer en ytre ringformet ekstorner tetning 226 som, når ventilen 200 er plassert inne i boringen 204, besørger en fluidtetning mot en indre overflate av boringen 204. Hovedventilhuset 224 oppviser også en eller flere sideporter 228 som tillater fluidoverføring gjennom hovedventilhuset 224. En ventilsete-holder 230 er festet ved gjengeforbindelse 232 til den nedre ende av hovedventilhuset 224. Et dyse-venturihus 234 er gjenget ved 236 til ventilseteholderen 230 og bærer en ytre ringtetning 238 omkring sin omkrets som, når ventilen 200 er plassert inne i boringen 204, besørger en fluidtetning mot en indre overflate av boringen 204. Til slutt er et tilspisset nesestykke 240 skrudd ved 242 til dyse-venturihuset 234. The valve housing 202 itself includes an upper dome tube 208 which is threadedly connected at 210 to a bellows housing 212 below. The upper end of the upper dome tube 208 has a threaded portion 214 which allows the valve body 202 to be gripped by a lockable member 216 (lockable portion not shown) to securely fasten the valve 200 within the bore 204 of the side pocket door. The bellows housing 212 is threadedly engaged at 218 at its lower end to a connecting pipe 220 which in turn is threadedly attached to a main valve housing 224. The main valve housing 224 carries an outer annular external seal 226 which, when the valve 200 is placed inside the bore 204, provides a fluid seal against an inner surface of the bore 204. The main valve housing 224 also has one or more side ports 228 that allow fluid transfer through the main valve housing 224. A valve seat holder 230 is attached by threaded connection 232 to the lower end of the main valve housing 224. A nozzle venturi housing 234 is threaded at 236 to the valve seat holder 230 and carrying an outer ring seal 238 around its circumference which, when the valve 200 is positioned inside the bore 204, provides a fluid seal against an inner surface of the bore 204. Finally, a tapered nose piece 240 is screwed at 242 to the nozzle -venturi house 234.

Et nitrogenfylt kammer eller i "kuppel" kammer 244 befinner seg nær toppen av ventilen 200. En påfyllingsventil 246 og en uttakbar gjenget hovedtetningsplugg 248 befinner seg ovenfor. A nitrogen filled chamber or in "dome" chamber 244 is located near the top of valve 200. A fill valve 246 and a removable threaded main seal plug 248 are located above.

Under kuppelkammeret 244 er en hovedventilenhet 250 frem og tilbake bevegelig plassert inne i et belgekammer 252 og et hovedventilkammer 253 som er avgrenset av hovedventilhuset 224. En hals 254 med redusert diameter befinner seg i det øvre parti av belgkammeret 252 og skiller belgkammeret 252 fra kuppelkammeret 244 ovenfor. Hovedventil-enheten 250 er satt sammen av øvre, midtre og nedre spindelpartier 256, 258 og 260 respektivt, som er gjengeforbundet til hverandre i et ende mot endeforhold som vist. Hovedventilenheten 250 oppviser også en ventilplugg 262 med et nedadvist sfærisk utformet lukkeelement, eller kule, 264 gjengemessig inngrep med bunnen av det nedre spindelparti 260. Under vnetilpluggen 262 holdes et ventilsete 266 på plass inne i hovedventilkammeret 253 med ventilseteholderen 230. Beneath the dome chamber 244, a main valve unit 250 is movably positioned back and forth within a bellows chamber 252 and a main valve chamber 253 which is delimited by the main valve housing 224. A throat 254 of reduced diameter is located in the upper part of the bellows chamber 252 and separates the bellows chamber 252 from the dome chamber 244 above. The main valve assembly 250 is composed of upper, middle and lower spindle portions 256, 258 and 260 respectively, which are threaded together in an end to end relationship as shown. The main valve unit 250 also has a valve plug 262 with a downwardly spherically designed closing element, or ball, 264 thread-like engagement with the bottom of the lower spindle part 260. Under the valve plug 262, a valve seat 266 is held in place inside the main valve chamber 253 with the valve seat holder 230.

Det øvre spindelparti 256 av hovedventilenheten 250 er plassert gjennom halsen 254 med redusert diameter. En serie små ringformede ledeplater 268 omgir omkretsmessig partier av det øvre spindelparti 256 som er dimensjonert og utformet til å oppta små mengder viskøse fluider og dermed, under bevegelse av hovedventilenheten 250, tjener til å dempe vibrasjon. The upper spindle portion 256 of the main valve unit 250 is placed through the throat 254 of reduced diameter. A series of small annular baffles 268 circumferentially surround portions of the upper stem portion 256 which are sized and designed to accommodate small amounts of viscous fluids and thus, during movement of the main valve assembly 250, serve to dampen vibration.

Inne i belgkammeret 252, og som vanligvis radielt omgir det sentrale spindelparti 258, er en trekkspillingnende belg 270 som vil gå ut og trekke seg sammen aksielt inne i belgkammeret 252. Belgen 270 er tilvirket av et fleksibelt, vannfast materiale. En trykk-fjær 255 er plassert inne i belgkammeret over hovedventilenheten 250 for å begrense formye oppad bevegelse av hovedventilenheten 250 og overtrykk i belgen 270. Inside the bellows chamber 252, and which usually radially surrounds the central spindle portion 258, is an accordion-like bellows 270 which will extend and contract axially inside the bellows chamber 252. The bellows 270 is made of a flexible, waterproof material. A compression spring 255 is placed inside the bellows chamber above the main valve assembly 250 to limit upward movement of the main valve assembly 250 and excess pressure in the bellows 270.

To innbyrdes motstående fluidtrykkledende passasjer, adskilt av belgen 270, blir brukt til å styre åpning og lukking av hovedventilenheten 250 pga. fluidtetningene skapt mellom boringen 204 i den omgivende sidelommedor og pakningene 226 og 238. Den første trykkledende passasje, vanligvis ved 272, innbefatter kuppelkammeret 244 og belgkammeret 252. Trykk inne i den første trykkledende passasje holdes radielt utenfor belgen 270. Den første trykkledende passasje 272 blir trykksatt før avhendig av kunst-løft-ventilen 200 inn i brønnboringen. Belgkammeret 252 er fylt med et viskøst fluid inntil fluidet dekker halsen 254 med redusert diameter og når et nivå 274 inne i kuppelkammeret 244. Kuppelkammeret 244 blir så fylt med nitrogen gjennom påfyllingsventilen 246 før den blir kjørt inn i brønnboringen for slik å tilveiebringe en fluidfjær ved å fjerne pluggen 248 og tvinge nitrogen gjennom påfyllingsventilen 246 under trykk. Two mutually opposite fluid pressure-conducting passages, separated by the bellows 270, are used to control the opening and closing of the main valve unit 250 due to the fluid seals created between the bore 204 in the surrounding side pocket mandrel and the gaskets 226 and 238. The first pressure conducting passage, generally at 272, includes the dome chamber 244 and the bellows chamber 252. Pressure within the first pressure conducting passage is maintained radially outside the bellows 270. The first pressure conducting passage 272 becomes pressurized before disposing of the artificial lift valve 200 into the wellbore. The bellows chamber 252 is filled with a viscous fluid until the fluid covers the reduced diameter throat 254 and reaches a level 274 inside the dome chamber 244. The dome chamber 244 is then filled with nitrogen through the fill valve 246 before being driven into the wellbore to provide a fluid spring at to remove plug 248 and force nitrogen through fill valve 246 under pressure.

Den andre trykkledende passasje 276 innbefatter hovedventilkammeret 253. Fluid og fluidtrykk fra brønnboringens ringrom 320 entrer hovedventilkammeret via porter 228. Fluid som entrer hovedventilkammeret 253 holdes radielt inne i belgen 270. The second pressure-conducting passage 276 includes the main valve chamber 253. Fluid and fluid pressure from the wellbore annulus 320 enters the main valve chamber via ports 228. Fluid entering the main valve chamber 253 is kept radially inside the bellows 270.

Resultanttrykk inne i den andre trykkledende passasje 276 virker på hovedventilenheten 250 i motpunktet til det gitt av fluidfjæren i den første trykkledende passasje 272. Når trykket inne i den andre trykkledende passasje 276 overvinner den gitt av fluidfjæren vil lukkeelementet 264 (kulen) bli løftet fra setet 266 for å tillate strømning av fluid som entrer portene 228 til å strømme nedad forbi setet 266 og inn i og gjennom dyse-venturiblenden 34 avgrenset inne i dyse-venturihuset 234. Dyse-venturiblenden 34 (som vist i detalj i fig. 6C) forløper nedad til å forbi en tilbakeslagsventilenhet 280 i den nedre ende av ventilen 200. Derfor kan fluid som entrer dyse-venturiblenden 34 nedad forbi ventil-setet 266 bevege seg nedad igjennom dyse-venturiblenden 34, ut fra den nedre ende av ventilen 200 og inn i den nedre parti av boringen 204 hvor det kan entre produksjons-rørstrengen gjennom åpninger i doren nedenfor. Resultant pressure inside the second pressure-conducting passage 276 acts on the main valve assembly 250 in the counterpoint to that provided by the fluid spring in the first pressure-conducting passage 272. When the pressure inside the second pressure-conducting passage 276 overcomes that provided by the fluid spring, the closing element 264 (the ball) will be lifted from the seat 266 to allow flow of fluid entering the ports 228 to flow downward past the seat 266 and into and through the nozzle venturi baffle 34 defined within the nozzle venturi housing 234. The nozzle venturi baffle 34 (as shown in detail in FIG. 6C) extends downward to pass a check valve assembly 280 at the lower end of the valve 200. Therefore, fluid entering the nozzle venturi valve 34 downwardly past the valve seat 266 can move downward through the nozzle venturi valve 34, out of the lower end of the valve 200 and into the lower part of the bore 204 where the production pipe string can enter through openings in the mandrel below.

En dyse-venturiblende 34 holdes inne i dyse-venturihuset 234 og i flukt slik at gass vil passere ned gjennom dyse-venturiblenden 34 og ut den nedre ende av ventilen 200. Arrangementet med dyse-venturien er best vist ved å referere nok en gang til fig. 6C. A nozzle venturi orifice 34 is held within the nozzle venturi housing 234 and flush so that gas will pass down through the nozzle venturi orifice 34 and out the lower end of the valve 200. The arrangement of the nozzle venturi is best shown by referring once again to fig. 6C.

I en typisk gassløftventil, definerer kombinasjonen av den bevegbare spindel og sete en trykkjusterbar blende og, i tidligere kjente gassløft-ventiler, jo større kulen og sete-dimensjonen er jo mer påvirker produksjonsrørtrykket åpningen og lukkingen av ventilen. Fluktuerende produksjonsrørtrykk kan medføre at ventilen åpner og stenger feilaktig, som medfører feilaktige injeksjonsmengder som kan videre forsterke fluktueringen i produksjonsrørtrykkene. I tillegg er tidligere gassløftventiler utsatt for alle begrensninger beskrevet ovenfor som vedrører trykkgjenvinning gjennom enheten. Til sammenligning vil en gassløftventil med den foreliggende oppfinnelse si forbedret trykJoitvinningsgrad og en øket gassinjeksjonsgrad pga. lavere friksjonstap over gass-løftventilen, som dermed øker virkningsgraden i gassløftsystemet. Videre vil gassløft-ventilen også være mindre utsatt for svingninger i injeksjonsmengden. I gassløftventilen vil en konvergerende/divergerende, eller dyse-venturi-blende nedstrøms av kulen og setet føre til et konstant trykk under kulen og setet og injeksjon av gass ved konstant kritisk strømningsmengde som bestemmes av den fysiske geometri av ventilen og åpningen. Sammenlignet med tidligere kjente gassløftventiler, vil gassløftventil en ha en lavere trykkforskjell hvorved kritisk strømning over gass-løtfventilen vil skje. In a typical gas lift valve, the combination of the movable stem and seat defines a pressure adjustable orifice and, in prior art gas lift valves, the larger the ball and seat dimensions, the more the production line pressure affects the opening and closing of the valve. Fluctuating production pipe pressure can cause the valve to open and close incorrectly, which leads to incorrect injection quantities which can further increase the fluctuation in production pipe pressures. In addition, earlier gas lift valves are subject to all the limitations described above relating to pressure recovery through the device. In comparison, a gas lift valve with the present invention will mean an improved degree of pressure recovery and an increased degree of gas injection due to lower friction loss over the gas lift valve, which thus increases the efficiency of the gas lift system. Furthermore, the gas lift valve will also be less exposed to fluctuations in the injection amount. In the gas lift valve, a converging/diverging, or nozzle-venturi orifice downstream of the ball and seat will result in a constant pressure below the ball and seat and injection of gas at a constant critical flow rate determined by the physical geometry of the valve and orifice. Compared to previously known gas lift valves, a gas lift valve will have a lower pressure difference whereby critical flow over the gas lift valve will occur.

Fig. 8 er en grafisk fremstilling som illustrerer testresultatet som viser den dynamiske ytelse for en eksempelvis dyse-ventuirblendegasstrøm-styreanordning, som vist i fig. 6A og 6B og den dynamiske ytelse for en konven-sjonell gasstrøm-styreanordning som har en rettkantet blende, som vist i fig. 5. En gass-strøm-styreanordning, som innbefattet en dyse-venturiblende 34 med en halsdiameter (gjenstand 46 ifølge fig. 6C) på 8,3 millimeter, ble testet ved 3 adskilte konstante oppstrømstrykk (injeksjon eller foringsrør), nemlig 28 kg/cm<2>, 63 kg/cm<2> og 98 kg/cm<2>. Videre er testresultatene for dynamisk ytelse for injeksjons-gasstrøm-styreanordningen ifølge den foreliggende oppfinnelse med den foreliggende dyse-venturiblende 34 ved et konstant oppstrømstrykk på 63 kg/cm<2>, som er representert ved kurven innbefattende punktet A, sammenlignet med testresultater for dynamisk ytelse med en kjent injeksjonsgasstrøm-styreanordning, nemlig en standard blende-ventil, som har en rettkantet blende 29 (som vist i fig. 5). Testresultatene for den tidligere kjente, rettkantede blendeventil er indikert med kurven innbefattende punkt B. Begge gasstrøm-styreanordningene hadde den samme diameter på 8,3 millimeter, og begge ble testet ved et konstant oppstrømstrykk på 63 kg/cm<2>. Den soniske (kritiske) strømnings-gradtilstand er det parti av hver kurve som er horisontal. Ved å betjene en gassinjeksjon-strømningsstyreanordning i det soniske strømningsområdet, oppnås et stabilt gassløft-system. Det skal hurtig forstås at det brede flate parti mellom den vertikale akse og punktet A, som representerer stabil ytelse av en gasstrøm-styreanordning ifølge den foreliggende oppfinnelse innbefatter en dyse-venturiblende 34, er mye bredere enn det tilsvarende flate parti mellom den vertikale akse og punktet B, som representerer stabil ytelse for en tidligere kjent gasstyreanordning, nemlig en konvensjonell blendeventil innbefattende en rettkantet blende. Videre, ved like produksjonstrykk, strømmer mer gass gjennom en gasstrøm-styreanordning med en dyse-venturiblende 34 enn gjennom en gasstrøm-styreanordning med en rettkantet blende som har samme halsstørrelse. Fig. 8 is a graphical presentation illustrating the test result showing the dynamic performance for an exemplary nozzle-venturi blend gas flow control device, as shown in fig. 6A and 6B and the dynamic performance of a conventional gas flow control device having a straight-edged orifice, as shown in FIG. 5. A gas flow control device, which included a nozzle venturi orifice 34 with a throat diameter (item 46 of FIG. 6C) of 8.3 millimeters, was tested at 3 separate constant upstream pressures (injection or casing), namely 28 kg/ cm<2>, 63 kg/cm<2> and 98 kg/cm<2>. Furthermore, the test results for dynamic performance of the injection gas flow control device according to the present invention with the present nozzle venturi orifice 34 at a constant upstream pressure of 63 kg/cm<2>, which is represented by the curve including point A, are compared with test results for dynamic performance with a known injection gas flow control device, namely a standard orifice valve, having a straight edge orifice 29 (as shown in Fig. 5). The test results for the prior art straight-edge orifice valve are indicated by the curve including point B. Both gas flow control devices had the same diameter of 8.3 millimeters, and both were tested at a constant upstream pressure of 63 kg/cm<2>. The sonic (critical) flow rate condition is the portion of each curve that is horizontal. By operating a gas injection flow control device in the sonic flow region, a stable gas lift system is achieved. It should be quickly understood that the wide flat portion between the vertical axis and point A, which represents stable performance of a gas flow control device according to the present invention includes a nozzle venturi orifice 34, is much wider than the corresponding flat portion between the vertical axis and the point B, which represents stable performance for a previously known gas control device, namely a conventional orifice valve including a straight-edged orifice. Furthermore, at the same production pressure, more gas flows through a gas flow control device with a nozzle venturi orifice 34 than through a gas flow control device with a straight-edged orifice having the same throat size.

Listet nedenfor er testresultater oppnådd for forskjellig dimensjonerte strømningsstyre-anordninger ifølge den foreliggende oppfinnelse, nemlig blendeventiler innbefattende visse dimensjonerte dyse-venturiblender, ved ulike oppstrømstrykk (injeksjonstrykk). Resultatene opplistet er nedstrømstrykkene, i betydning av prosenandeler av oppstrøms-trykket, ved hvilket den kritiske strømning over strømningsstyreanordningene ble nådd, som er betegnet som punkt A i fig. 8. Alternativt ble den resulterende trykkforskjell ved hvilken kritisk strømning over strømningsstyreanordningen ble nådd i testene hurtig beregnet som en prosentandel av injeksjonstrykket ved å trekke fra et gitt nedstrøms-trykk, listet som en prosentandel av injeksjonstrykket, fra 100%. Listed below are test results obtained for differently sized flow control devices according to the present invention, namely baffle valves including certain sized nozzle-venturi mixers, at different upstream pressures (injection pressures). The results listed are the downstream pressures, in terms of percentages of the upstream pressure, at which the critical flow over the flow control devices was reached, which is designated as point A in fig. 8. Alternatively, the resulting pressure difference at which critical flow across the flow control device was reached in the tests was quickly calculated as a percentage of the injection pressure by subtracting a given downstream pressure, listed as a percentage of the injection pressure, from 100%.

Nedstrømstrykk som en prosentdel av injeksjonstrykk ved hvilken kritisk strømning er nådd: Downstream pressure as a percentage of injection pressure at which critical flow is reached:

Oppstrøms Upstream

(i<n>jeksjon) (i<n>jection)

Trykk kg/cm<2>Pressure kg/cm<2>

Gasstrøm-styreanordningen sørger for et lavere trykkfall for å nå sonisk eller kritisk strømning. Rettkantede blender krever vanligvis et trykkfall på 46% av oppstrømstrykket for å frembringe sonisk hastighetsstrømning gjennom denne. I motsetning, som vist i tabellen ovenfor, innbefatter gasstyreanordningen en dyse-venturiblende som vanligvis krever mindre enn et 10% trykkfall i oppstrømstrykk, og ofte mindre en 6% trykkfall i oppstrømstrykk for å oppnå kritisk strømning. Evnen som gasstrøm-styreanordningen har til å oppnå kritisk strømning ved et slikt lavt trykkfall bevirker at gassinjeksjonsgraden gjennom gasstrøm-styreanordningen er generelt uav-hengig av produksjonsrørtrykket, som effektivt eliminerer strømningslabilitet som beskrevet ovenfor. I tillegg til gassinjeksjonsgraden som er uavhengig av produksjons-rørtrykket, kan gassinjeksjonsgraden gjennom gasstrøm-styreanordningen bli styrt ved å justere injeksjonstrykket ved overflaten, som virker til å øke eller minske trykket og densiteten i den injiserte gass i ringrommet. The gas flow control device provides a lower pressure drop to reach sonic or critical flow. Straight-edged orifices typically require a pressure drop of 46% of the upstream pressure to produce sonic velocity flow through it. In contrast, as shown in the table above, the gas control device includes a nozzle-venturi orifice that typically requires less than a 10% pressure drop in upstream pressure, and often less than a 6% pressure drop in upstream pressure, to achieve critical flow. The ability of the gas flow control device to achieve critical flow at such a low pressure drop means that the gas injection rate through the gas flow control device is generally independent of the production pipe pressure, which effectively eliminates flow lability as described above. In addition to the gas injection rate, which is independent of the production pipe pressure, the gas injection rate can be controlled through the gas flow control device by adjusting the injection pressure at the surface, which acts to increase or decrease the pressure and density of the injected gas in the annulus.

For å forklare ytterligere forskjellen i strømningsytelsen i en tidligere kjent gasstrøm-styreanordning som har en rettkantet blende og strømningsytelsen for en eksempelvis To further explain the difference in the flow performance of a prior art gas flow control device having a straight-edged orifice and the flow performance of an e.g.

gasstrøm-styreanordning omvendt ifølge den foreliggende oppfinnelse som med en dyse-venturi-blende, illustrerer fig. 9 trykkprofilene for hver anordning. Det øvre parti av fig. 9 viser en oversikt over tverrsnittsrissene av to anordninger tatt langs strømningsbanen for den injiserte gass, hvor den stiplede linje representerer en rettkantet blende og den heltrukne linje med skravering representerer dyse-venturiblenden. Pilen i det øvre parti av fig. 9 indikerer retningen på strømningen med injisert gass gjennom to anordninger. gas flow control device reversed according to the present invention as with a nozzle-venturi diaphragm, fig. illustrates. 9 the pressure profiles for each device. The upper part of fig. 9 shows an overview of the cross-sectional views of two devices taken along the flow path of the injected gas, where the dashed line represents a straight-edged orifice and the solid line with hatching represents the nozzle-venturi orifice. The arrow in the upper part of fig. 9 indicates the direction of flow of injected gas through two devices.

Det nedre parti av fig. 9 er en grafisk fremstilling som utplotter gasstrykket inne i anordningene som en funksjon av posisjonen til gassen når den strømmer gjennom anordningene. Den stiplede linje representerer trykkprofilet for den firkantede blende ifølge den tidligere kjente gasstrøm-styreanordning og den heltrukne linje representerer trykkprofilet for dyse-vneturiblenden i gasstrøm-styreanordningen som anvendes ifølge den fore-liggende oppfinnelse. For et injeksjonstrykk på 70 kg/cm<2>, etableres den soniske strømning i halsen (den kritiske strømningstilstand) for begge anordningene. For luft-strøm tilsvarer dette et trykk på omlag 38 kg/cm<2> ved halsen. Denne strømningstilstand fører til en maksimal massestrømningsgrad som indikert ved punktene A og B i fig. 8, for dyse-venturaen og den rettkantede blende. Etter halsen, hvor den største hastighet og det laveste trykk skjer, øker trykket (gjenvinner) og hastigheten avtar i strømningens retning. For dyse-venturien oppnås et maksimalt trykk på 63 kg/cm<2> ved utgangen fra den divergerende seksjon. Trykkgjenvinningen for den rettkantede blende er kun noe, som medfører et utgangstrykk på feks. 42 kg/cm<2>. Derfor kan den soniske strømning for en dyse-venturistrømningstyreanordning oppnås ved en mye lavere trykk-forskjell som fører til en høyere utgang eller produksjonstrykk, sammenlignet med en strømningsstyreanordning med rettkantet blende. The lower part of fig. 9 is a graphical representation that plots the gas pressure inside the devices as a function of the position of the gas as it flows through the devices. The dashed line represents the pressure profile for the square orifice according to the previously known gas flow control device and the solid line represents the pressure profile for the nozzle orifice in the gas flow control device used according to the present invention. For an injection pressure of 70 kg/cm<2>, the sonic flow in the throat (the critical flow condition) is established for both devices. For air flow, this corresponds to a pressure of around 38 kg/cm<2> at the neck. This flow condition leads to a maximum mass flow rate as indicated by points A and B in fig. 8, for the nozzle-ventura and the straight-edged aperture. After the throat, where the greatest velocity and lowest pressure occurs, the pressure increases (recovers) and the velocity decreases in the direction of flow. For the nozzle venturi, a maximum pressure of 63 kg/cm<2> is achieved at the exit from the diverging section. The pressure recovery for the straight-edged aperture is only somewhat, which results in an output pressure of e.g. 42 kg/cm<2>. Therefore, the sonic flow for a nozzle-venturi flow control device can be achieved at a much lower pressure difference leading to a higher output or production pressure, compared to a straight-edged orifice flow control device.

Det kan derfor sees at den foreliggende dyse-venturi sørger for en gasstrøm-styreanordning som minimaliserer brønnustabiliteter mest mulig ved å forlenge det kritiske strømningsgrad-regimet, og ved å gjøre løfteoperasjoner uavhengige av produksjonstrykket. Gasstrøm-styreanordningen virker således til å stabilisere produksjonsstrømmen i produksjonsrørstrengen. It can therefore be seen that the present nozzle venturi provides a gas flow control device that minimizes well instabilities as much as possible by extending the critical flow rate regime, and by making lifting operations independent of the production pressure. The gas flow control device thus acts to stabilize the production flow in the production pipe string.

Gasstrøm-styreanordningen oppnår kritisk strømning, det punkt hvor et hvert tilleggstrykkfall i produksjonsrøret ikke vil føre til en økning i strømningen gjennom ventilen, med et trykkfall på omlag 5% av oppstrøms-trykket eller større. Fordi stabil strømning gjennom gassløftventilen er etablert med et slikt minimalt trykkfall, er det ikke noe behov for å ha en "finite control"- styring av injeksjons-gassen på overflaten. The gas flow control device achieves critical flow, the point where each additional pressure drop in the production pipe will not result in an increase in flow through the valve, with a pressure drop of approximately 5% of the upstream pressure or greater. Because stable flow through the gas lift valve is established with such a minimal pressure drop, there is no need to have a "finite control" of the injection gas on the surface.

Claims

1. Method for controlling the quantity of gas injected into a production string (12) which is placed in a continuous gas lift well, which well is lined with a casing pipe (16), the production string (12) being concentric relative to the casing pipe (16), and the casing pipe (16) and the aforementioned concentric production string (12) between them form an annulus (14), characterized in that the method includes placement of a gas flow control device (60) in the well at a predetermined location, which gas flow control device (60) includes a housing with at least one inlet port (54) and at least one outlet port (64), and a baffle (34) arranged in the housing and including a nozzle part (34a) and a venturi part (34b), which nozzle part (34a) has a first nozzle end, a second nozzle end and a nozzle flow path between said first and second nozzle ends, which nozzle flow path converges from said first nozzle end and towards the second nozzle end, and the venturi part (34b) includes a first end and a second end, and a venturi flow path therebetween, which venturi flow path diverges from said first venturi end and toward said second venturi end, said first venturi end being disposed near said second nozzle end, and the venturi flow path being aligned relative to said nozzle flow path to provide a continuous flow path, which gas flow control device (60) is placed to transfer a flow of injected gas from the annulus (14) into the production string (12), whereby the pressure in the injected gas drops in the nozzle part (34a) and is essentially recovered in the venturi part (34b), as compressed gas is pressed into the annulus (14), and the compressed gas is forced to flow through the gas flow control device (60) to thereby mix the gas with reservoir fluids in the production string (12), whereby the density of the reservoir fluids is reduced, and control of the pressure in the gas that is pressed into the annulus (14) with a pressure control device (9) at the surface, h whereby the gas injection quantity through the gas flow control device (60) is increased by increasing the pressure in the gas in the annulus, or is reduced by reducing the pressure in the gas in the annulus (14), as a blocking of a reversing flow through the gas flow control device is essentially carried out (60) by means of a non-return valve (65) which is located downstream of said second venturi end.

2. Method for reducing instability in a production string (12) which is placed in a continuous gas lift well, which well is lined with a casing (16), the production string (12) being concentric relative to the casing (16), and the casing (16) and said concentric production string (12) between them forms an annulus (14), characterized in that the method includes placing a gas flow control device (60) in the well at a predetermined location, which gas flow control device (60) includes a housing with at least an inlet port (54) and at least one outlet port (64), and a baffle (34) arranged in the housing and including a nozzle part (34a) and a venturi part (34b), which nozzle part (34a) has a first nozzle end, a second nozzle end and a nozzle flow path between said first and second nozzle ends, which nozzle flow path converges from said first nozzle end and towards the second nozzle end, and the venturi part (34b) includes a first end and a second end, and a venturi st escape path therebetween, which venturi flow path diverges from said first venturi end and towards said second venturi end, said first venturi end being arranged near said second nozzle end, and the venturi flow path being aligned relative to said nozzle flow path to provide a continuous flow path , which gas flow control device (60) is placed to transfer a flow of injected gas from the annulus (14) into the production string (12), whereby the pressure in the injected gas drops in the nozzle part (34a) and is essentially recovered in the venturi part (34b) ), as compressed gas is pressed into the annulus (14), and the compressed gas is forced to flow through the gas flow control device (60) to thereby mix the gas with reservoir fluids in the production string (12), whereby the density of the reservoir fluids is reduced, and control of the pressure in the gas that is pressed into the annulus (14) with a pressure control device (9) at the surface, to achieve critical flow through the gas flow control device (60), in order to thereby maintain a constant gas injection amount through the gas flow control device (60) regardless of the pressure in the production string (12), as essentially blocking of a reversing flow through the gas flow control device (60 ) by means of a non-return valve located downstream of said second venturi end.

3. Method according to claim 1 or 2, where the gas which is caused to flow through the gas flow control device (60) achieves critical flow through the gas flow control device (60) at a differential pressure of less than 46% of the pressure in the annulus (14).

4. Method according to claim 3, where the gas which is caused to flow through the gas flow control device (60) achieves critical flow through the gas flow control device (60) at a differential pressure which is less than 10% of the pressure in the annulus (14).

5. Method according to claim 1 or 2, where the gas which is caused to flow through the gas flow control device (60) achieves critical flow through the valve at a differential pressure drop in the gas flow control device (60) of between 5% and 46% of the gas injection pressure.

6. Method according to claim 1 or 2, where the gas which is caused to flow through the gas flow control device (60) achieves critical flow in the valve at a differential pressure drop in the gas flow control device (60) of between 4% and 10% of the gas injection pressure.

7. Method according to one of the preceding claims, wherein said nozzle part (34a) includes curved side walls (38) which extend from said first nozzle end to said second nozzle end.

8. Method according to one of the preceding claims, characterized by a throat point (36) between said second nozzle end and said first venturi end.