NO319230B1 - Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device - Google Patents
Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device Download PDFInfo
- Publication number
- NO319230B1 NO319230B1 NO20040806A NO20040806A NO319230B1 NO 319230 B1 NO319230 B1 NO 319230B1 NO 20040806 A NO20040806 A NO 20040806A NO 20040806 A NO20040806 A NO 20040806A NO 319230 B1 NO319230 B1 NO 319230B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- flow control
- injection
- control device
- injection string
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims description 146
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims description 146
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 74
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 11
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Control Of Non-Electrical Variables (AREA)
- Accessories For Mixers (AREA)
Description
STRØMNINGSTYREANORDNING OG FREMGANGSMÅTE VED EN INJEKSJONS-RØRSTRENG FLOW CONTROL DEVICE AND METHOD OF INJECTION PIPE STRING
Oppfinnelsens område Field of the invention
Den foreliggende oppfinnelse angår en strømningsstyreanord-ning for å styre et injeksjonsfluids utstrømningsrate fra en brønns injeksjonsrørstreng i forbindelse med stimulert utvinning, fortrinnsvis ved petroleumsutvinning. Oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte for benyttelse av nevnte strøm-ningsstyreanordning samt anvendelse av strømningsstyre-anordningen i injeksjonsrørstrengen. The present invention relates to a flow control device for controlling the outflow rate of an injection fluid from a well's injection pipe string in connection with stimulated extraction, preferably in petroleum extraction. The invention also includes a method for using said flow control device as well as using the flow control device in the injection pipe string.
Injeksjonsfluidet injiseres fra overflaten via brønnens rør som bl.a. gjennomløper permeable bergarter i ett eller flere underjordiske reservoarer, heretter benevnt som ett reservoar. Rørstrengen gjennom reservoaret benevnes heretter som en injeksjonsstreng. Injeksjonsfluidet kan bestå av væske og/ eller gass. Ved stimulert petroleumsutvinning er det mest vanlig å injisere vann. The injection fluid is injected from the surface via the well's pipe, which i.a. passes through permeable rocks in one or more underground reservoirs, hereinafter referred to as one reservoir. The pipe string through the reservoir is hereafter referred to as an injection string. The injection fluid can consist of liquid and/or gas. In stimulated petroleum extraction, it is most common to inject water.
Oppfinnelsen er spesielt anvendelig i en horisontal, eller tilnærmet horisontal, injeksjonsbrønn, og særlig når injeksjonsstrengen har lang horisontal utstrekning i reservoaret. En slik brønn benevnes heretter som en horisontalbrønn. Oppfinnelsen kan derimot like gjerne brukes i ikke-horisontale brønner, slike som vertikale brønner og awiksbrønner. The invention is particularly applicable in a horizontal, or nearly horizontal, injection well, and particularly when the injection string has a long horizontal extent in the reservoir. Such a well is hereafter referred to as a horizontal well. On the other hand, the invention can just as well be used in non-horizontal wells, such as vertical wells and awiks wells.
Oppfinnelsens bakgrunn The background of the invention
Oppfinnelsen har sin bakgrunn i injeksjonstekniske problemer forbundet med fluidinjeksjon, fortrinnsvis vanninjeksjon, i et reservoar via en brønn. Slike injeksjonstekniske problemer er spesielt fremtredende ved injeksjon fra en horisontal-brønn. Disse problemer fører ofte til nedstrøms reservoartekniske og/eller produksjonstekniske problemer. The invention has its background in injection technical problems associated with fluid injection, preferably water injection, into a reservoir via a well. Such injection technical problems are particularly prominent when injecting from a horizontal well. These problems often lead to downstream reservoir engineering and/or production engineering problems.
Under fluidinjeksjon strømmer injeksjonsfluidet radialt ut gjennom åpninger eller perforeringer i injeksjonsstrengen. Avhengig av den aktuelle reservoarbergarts beskaffenhet, er injeksjonsstrengen enten fastsementert eller anbrakt løst i et borehull gjennom reservoaret. Injeksjonsstrengen kan også være forsynt med filtre, eller såkalte sandskjermer, som hindrer formasjonspartikler i å strømme tilbake og inn i injeksjonsstrengen ved et opphør i injeksjonen. During fluid injection, the injection fluid flows out radially through openings or perforations in the injection string. Depending on the nature of the reservoir rock in question, the injection string is either firmly cemented or placed loosely in a borehole through the reservoir. The injection string can also be provided with filters, or so-called sand screens, which prevent formation particles from flowing back into the injection string when the injection stops.
Når injeksjonsfluidet strømmer gjennom injeksjonsstrengen, utsettes fluidet for strømningsfriksjon som gir et friksjons-trykkfall, spesielt ved strømning gjennom et horisontalparti av en injeksjonsstreng. Dette trykkfall oppviser vanligvis et ulineært og sterkt tiltagende trykkfallforløp langsetter injeksjonsstrengen. Derved vil også injeksjonsfluidets utstrøm-ningsrate til reservoaret bli ulineær og sterkt avtagende i nedstrøms retning av injeksjonsstrengen. For enhver flui-dutstrømningssone langs eksempelvis en horisontal injeksjonsstreng, vil den drivende trykkforskjell (differensialtrykket) mellom fluidtrykket i injeksjonsstrengen og fluidtrykket i reservoarbergarten derfor oppvise et ulineært og sterkt avtagende trykkforløp. Injeksjonsfluidets radiale utstrømningsra-te per horisontale lengdeenhet blir derved vesentlig større ved horisontalpartiets oppstrøms "hæl" enn ved brønnens ned-strøms "tå", og fluidinjeksjonsraten langsetter injeksjonsstrengen blir derved ujevn og avtagende. Dette fører til at vesentlig større fluidmengder pumpes inn i reservoaret ved brønnens "hæl" enn ved dens "tå". Derved vil injeksjonsfluidet strømme ut fra brønnens horisontalparti og bre seg ut i reservoaret med en ujevn, uensartet (inhomogen) og tildels uforutsigbar flømmingsfront, idet flømmingsfronten driver reservoar fluider mot én eller flere produksjonsbrønner. En slik ujevn, uensartet og tildels uforutsigbar flømmingsfront er vanligvis ugunstig med hensyn på å oppnå en optimal utvinning av reservoarets fluider. When the injection fluid flows through the injection string, the fluid is exposed to flow friction which produces a frictional pressure drop, especially when flowing through a horizontal section of an injection string. This pressure drop usually exhibits a non-linear and strongly increasing pressure drop course along the injection string. Thereby, the outflow rate of the injection fluid to the reservoir will also become non-linear and strongly decreasing in the downstream direction of the injection string. For any fluid outflow zone along, for example, a horizontal injection string, the driving pressure difference (the differential pressure) between the fluid pressure in the injection string and the fluid pressure in the reservoir rock will therefore exhibit a non-linear and strongly decreasing pressure course. The injection fluid's radial outflow rate per horizontal unit of length thereby becomes significantly greater at the upstream "heel" of the horizontal section than at the downstream "toe" of the well, and the fluid injection rate further along the injection string thereby becomes uneven and decreasing. This leads to substantially larger quantities of fluid being pumped into the reservoir at the "heel" of the well than at its "toe". Thereby, the injection fluid will flow out from the horizontal part of the well and spread out into the reservoir with an uneven, non-uniform (inhomogeneous) and partly unpredictable flow front, as the flow front drives reservoir fluids towards one or more production wells. Such an uneven, non-uniform and partly unpredictable flow front is usually unfavorable with regard to achieving an optimal recovery of the reservoir's fluids.
En ujevn injeksjonsrate kan også oppstå på grunn av petro-fysiske inhomogeniter i reservoaret. Den delen av reservoaret med høyest permeabilitet vil ta imot mest fluid. Dette skaper en ujevn flømmingsfront, og fluidinjeksjonen blir derved ikke optimal med hensyn på nedstrøms utvinning fra produksjons-brønner . An uneven injection rate can also occur due to petro-physical inhomogeneities in the reservoir. The part of the reservoir with the highest permeability will receive the most fluid. This creates an uneven flow front, and the fluid injection is therefore not optimal with regard to downstream extraction from production wells.
For å unngå eller redusere en slik ujevn injeksjonsrateprofil langs injeksjonsstrengen, er det ønskelig å pumpe injeksjonsfluidet inn i reservoaret med en forutsigbar radial utstrøm-ningsrate per lengdeenhet av for eksempel en horisontal injeksjonsstreng. Vanligvis er det ønskelig å pumpe injeksjonsfluidet med lik eller tilnærmet lik radial utstrømningsrate per lengdeenhet av injeksjonsstrengen. Derved oppnås en ens-artet og relativt rettlinjet flømmingsfront som beveger seg gjennom reservoaret og skyver reservoarfluider foran seg. Dette kan oppnås ved å hensiktsmessig avpasse, og derved styre, injeksjonsfluidets trykktap når dette strømmer radialt ut fra injeksjonsstrengen og inn i reservoaret. Trykktapet av-passes relativt til de rådende trykkforhold i strengen og i reservoaret, samt i forhold til reservoartekniske egenskaper, ved den aktuelle utstrømningsposisjon eller -sone. In order to avoid or reduce such an uneven injection rate profile along the injection string, it is desirable to pump the injection fluid into the reservoir with a predictable radial outflow rate per unit length of, for example, a horizontal injection string. Usually, it is desirable to pump the injection fluid with an equal or approximately equal radial outflow rate per unit length of the injection string. Thereby, a uniform and relatively rectilinear flow front is achieved which moves through the reservoir and pushes reservoir fluids in front of it. This can be achieved by appropriately adjusting, and thereby controlling, the injection fluid's pressure loss when it flows radially out from the injection string and into the reservoir. The pressure loss is adjusted relative to the prevailing pressure conditions in the string and in the reservoir, as well as in relation to reservoir technical properties, at the relevant outflow position or zone.
I forbindelse med en horisontalbrønn kan det også være ønskelig å skape en flømmingsfront med en geometrisk utforming som eksempelvis er krumlinjet, bueformet eller skjevbuet. Derved kan flømmingsfronten i et reservoar i større grad tilpasses, styres eller utformes i forhold til de spesifikke reservoar-forhold og -egenskaper, og i forhold til beliggenhet i forhold til andre brønner. Slike tilpasninger er derimot vanske-lige å gjennomføre ved hjelp av kjente injeksjonsmetoder og In connection with a horizontal well, it may also be desirable to create a flooding front with a geometric design that is, for example, curvilinear, arched or skewed. Thereby, the flooding front in a reservoir can be adapted, controlled or designed to a greater extent in relation to the specific reservoir conditions and properties, and in relation to location in relation to other wells. However, such adaptations are difficult to carry out using known injection methods and
-utstyr. -equipment.
En ujevn, uensartet og tildels uforutsigbar flømmingsfront kan også strømme ut fra en ikke-horisontal brønn. Derfor er ovennevnte fluidinjeksjonsproblemer også relevante for ikke-horisontale brønner. An uneven, non-uniform and partly unpredictable flooding front can also flow from a non-horizontal well. Therefore, the above-mentioned fluid injection problems are also relevant for non-horizontal wells.
Denne oppfinnelse søker i hovedsak å fjerne eller begrense denne uforutsigbarhet og mangel på styring av injeksjons-strømmen, idet dette resulterer i en bedre utforming og beve-gelse av fluidfronten i reservoaret. This invention essentially seeks to remove or limit this unpredictability and lack of control of the injection flow, as this results in a better design and movement of the fluid front in the reservoir.
Kjent teknikk og ulemper med denne Known technique and disadvantages with this
Patentpublikasjoner US 5.435.393 og US 6.112.815 omhandler strømningsstyreanordninger for trykkstruping av reservoarflu-iders radiale innstrømningsrater i et brønnrør, fortrinnsvis et produksjonsrør. Disse strømningsstyreanordninger kan even-tuelt fjernstyres og være innrettet for regulerbar nedihulls-struping av innstrømmende reservoarfluider. Begge strømnings-styreanordninger er innrettet til å bevirke strømningsfrik-sjon, og dermed et fluidtrykktap, i reservoarfluidene når disse strømmer gjennom den aktuelle strømningsstyreanordning. Patent publications US 5,435,393 and US 6,112,815 deal with flow control devices for pressure throttling the radial inflow rates of reservoir fluids in a well pipe, preferably a production pipe. These flow control devices can possibly be controlled remotely and be arranged for adjustable downhole throttling of inflowing reservoir fluids. Both flow control devices are designed to cause flow friction, and thus a fluid pressure loss, in the reservoir fluids when these flow through the relevant flow control device.
US 5.435.393 beskriver et brønnrør, fortrinnsvis et pro-duks jonsrør, som er forsynt med minst én strømningsstyrean-ordning bestående av minst én innstrømningskanal hvorigjennom reservoarfluidene kan strømme og utsettes for strømningsfrik-sjon med resulterende fluidtrykktap. En slik innstrømnings-kanal er anbrakt i en åpning i eller et ringrom på utsiden av produksjonsrøret. Ifølge US 5.435.393 kan en slik innstrøm-ningskanaler bestå av et langsgående og tynt rør koplet til en boring i produksjonsrøret. Innstrømningskanalen kan også bestå av et periferisk forløpende, labyrintformet spor i en fortykning eller hylse utenpå produksjonsrøret. Fluidtrykk-tapet kan i stor grad styres ved å velge en hensiktsmessig geometrisk utforming, eksempelvis strømningstverrsnitt og/eller lengde, på røret eller sporet. US 5,435,393 describes a well pipe, preferably a production pipe, which is provided with at least one flow control device consisting of at least one inflow channel through which the reservoir fluids can flow and be exposed to flow friction with resulting fluid pressure loss. Such an inflow channel is placed in an opening in or an annulus on the outside of the production pipe. According to US 5,435,393, such inflow channels can consist of a longitudinal and thin pipe connected to a bore in the production pipe. The inflow channel can also consist of a circumferentially extending, labyrinth-shaped groove in a thickening or sleeve outside the production pipe. The fluid pressure loss can be controlled to a large extent by choosing an appropriate geometric design, for example flow cross-section and/or length, of the pipe or track.
Vesentlige ulemper med strømningsstyreanordningene ifølge Significant disadvantages of the flow control devices according to
US 5.435.393 er at de kan være kompliserte å tilvirke og/eller å sammenstille med et rør, hvilket bl.a. krever anvendelse av et omfattende og kostbart maskineringsutstyr. US 5,435,393 is that they can be complicated to manufacture and/or to combine with a pipe, which i.a. requires the use of extensive and expensive machining equipment.
US 6.112.815 beskriver også et produksjonsrør som er forsynt med minst én strømningsstyreanordning bestående av en aksialt forskyvbar hylse på utsiden av produksjonsrøret. I sin ytter-flate er hylsen forsynt med flere aksialt forløpende og skrueformede spor som støter mot en ytre, stasjonær rørhylse. Hylsesporene i den forskyvbare hylse danner derved skrueformede innstrømningskanaler hvorigjennom formasjonsfluider kan strømme. Hylsen kan forskyves aksialt ved hjelp av en egnet aktuatoranordning, eksempelvis en fjernstyrt hydraulisk, elektrisk eller pneumatisk aktuator/motor. Innstrømnings-sporenes lengde kan derved reguleres, eller de kan avstenges helt. De skrueformede spor er også utformet til å bevirke en vesentlig grad av turbulens for å øke trykktapet i det gjennomstrømmende fluid. US 6,112,815 also describes a production pipe which is provided with at least one flow control device consisting of an axially displaceable sleeve on the outside of the production pipe. In its outer surface, the sleeve is provided with several axially extending and helical grooves that abut against an outer, stationary tube sleeve. The sleeve grooves in the displaceable sleeve thereby form helical inflow channels through which formation fluids can flow. The sleeve can be moved axially using a suitable actuator device, for example a remotely controlled hydraulic, electric or pneumatic actuator/motor. The length of the inflow grooves can thereby be regulated, or they can be closed off completely. The helical grooves are also designed to cause a significant degree of turbulence to increase the pressure loss in the flowing fluid.
Vesentlige ulemper med strømningsstyreanordningen ifølge Significant disadvantages of the flow control device according to
US 6.112.815 relaterer seg til nevnte fjernstyrte virkemidler som anvendes sammen med strømningsstyreanordningen, og som regulerer fluidinnstrømningen via denne. Slike fjernstyrte virkemidler omfatter ofte finmekaniske og/eller elektroniske komponenter, deriblant fjernstyrte ventiler, forskyvbare klaffer, plater eller stempler, aktuatorer og motorer. Slike tekniske løsninger er ofte dyre og kompliserte. Dessuten fei-ler slike virkemidler ofte, eller de fungerer utilfreds-stillende nede i brønnen. US 6,112,815 relates to said remote-controlled means which are used together with the flow control device, and which regulate the fluid inflow via this. Such remote-controlled means often include fine mechanical and/or electronic components, including remote-controlled valves, displaceable flaps, plates or pistons, actuators and motors. Such technical solutions are often expensive and complicated. Moreover, such tools often fail, or they work unsatisfactorily down the well.
Formålet med oppfinnelsen Purpose of the invention
Oppfinnelsen har til formål å tilveiebringe en teknisk løs-ning for å styre et injeksjonsfluids utstrømningsrate fra og langs en brønninjeksjonsstreng, slik at injeksjonsfluidets flømmingsfront får en ønsket og forutsigbar utforming i reservoaret . The purpose of the invention is to provide a technical solution for controlling an injection fluid's outflow rate from and along a well injection string, so that the injection fluid's flow front has a desired and predictable design in the reservoir.
Oppfinnelsen har også til formål å tilveiebringe en strøm-ningsstyreanordning som reduserer eller unngår ovennevnte ulemper med den kjente teknikk. Mer spesifikt har oppfinnelsen til formål å tilveiebringe en strømningsstyreanordning av enkel konstruksjon, som er relativt ukomplisert å tilvirke og/eller å sammenstille med en injeksjonsstreng, og som er mest mulig driftsikker nede i brønnen. The invention also aims to provide a flow control device which reduces or avoids the above-mentioned disadvantages of the known technique. More specifically, the purpose of the invention is to provide a flow control device of simple construction, which is relatively uncomplicated to manufacture and/or to combine with an injection string, and which is as reliable as possible down the well.
Hvordan formålet oppnås How the purpose is achieved
Formålet oppnås ved trekk som angitt i følgende beskrivelse og i etterfølgende patentkrav. The purpose is achieved by features as stated in the following description and in subsequent patent claims.
Ifølge oppfinnelsen er i det minste deler av injeksjonsstrengen beliggende overfor ett eller flere reservoarer, tilordnet minst én av foreliggende trykktapfremmende strømnings-styreanordning, idet minst én strømningsstyreanordning er anbrakt i én eller flere fluidutstrømningssoner langsetter den aktuelle del av injeksjonsstrengen. According to the invention, at least parts of the injection string are located opposite one or more reservoirs, assigned to at least one of the present pressure loss-promoting flow control devices, at least one flow control device being placed in one or more fluid outflow zones along the relevant part of the injection string.
Strømningsstyreanordningen anvendes til å styre injeksjonsfluidets utstrømningsrate fra utstrømningssonen(e) langs injeksjonsstrengen, og den er anbrakt mellom injeksjonsstreng-ens innvendige strømningsrom og reservoarbergarten utenfor og overfor injeksjonsstrengen. The flow control device is used to control the outflow rate of the injection fluid from the outflow zone(s) along the injection string, and it is placed between the injection string's internal flow space and the reservoir rock outside and opposite the injection string.
Det særegne ved strømningsstyreanordningen er at den består av en ringformet krage som er forsynt med minst én aksialt gjennomgående boring, og som er trykktettende anbrakt omkring injeksjonsstrengen og rager ut fra denne. Nevnte krage er også trykktettende anbrakt mot et utvendig og løsbart hus som trykktettende omslutter minst én rørveggåpning i injeksjonsstrengen. Den minst ene gjennomgående veggåpning i rør-strengen kan eksempelvis bestå av en boring eller en slisse-åpning. Én ende av huset omslutter derved et gjennomgående strømningskammer mellom kragen og den minst ene rørveggåpning i injeksjonsstrengen. I motsatte ende er det indre rom av huset gjennomstrømbart forbundet med den omgivende reservoar-bergart. The peculiarity of the flow control device is that it consists of an annular collar which is provided with at least one axial through bore, and which is pressure-tightly placed around the injection string and projects from it. Said collar is also pressure-tightly placed against an external and detachable housing which pressure-tightly encloses at least one pipe wall opening in the injection string. The at least one continuous wall opening in the pipe string can, for example, consist of a bore or a slotted opening. One end of the housing thereby encloses a continuous flow chamber between the collar and the at least one pipe wall opening in the injection string. At the opposite end, the inner space of the house is permeable to the surrounding reservoir rock.
Ettersom minst én strømningsstyreanordning er anbrakt i minst én fluidutstrømningssone langsetter injeksjonsstrengen, kan to eller flere strømningsstyreanordninger også være anbrakt i én fluidutstrømningssone. To eller flere krager kan derved være seriekoplet. As at least one flow control device is placed in at least one fluid outflow zone along the injection string, two or more flow control devices can also be placed in one fluid outflow zone. Two or more collars can thereby be connected in series.
Dersom nevnte krage er forsynt med to eller flere aksiale boringer, kan boringene ha lik eller ulik diameter, slik at de til sammen danner et ønsket strømningstverrsnitt i den individuelle strømningsstyreanordning. If said collar is provided with two or more axial bores, the bores can have the same or different diameter, so that together they form a desired flow cross-section in the individual flow control device.
Én eller flere boringer kan dessuten være forsynt med en tetningsplugg. One or more bores can also be provided with a sealing plug.
Kragen er fortrinnsvis løsbart, dreibart eller regulerbart anbrakt omkring injeksjonsstrengen. The collar is preferably releasably, rotatably or adjustably placed around the injection string.
Huset eller et dertil tilordnet deksel kan også være anbrakt løsbart omkring injeksjonsstrengen, hvilket gir lett atkomst til nevnte kragen og dens aksiale boring(er). The housing or a cover assigned thereto can also be releasably placed around the injection string, which provides easy access to said collar and its axial bore(s).
For å unngå eventuell innstrømning av formasjonspartikler ved eventuelle injeksjonsavbrudd, kan huset på sin nedstrøms side være tilkoplet en sandskjerm. In order to avoid any inflow of formation particles in case of possible injection interruptions, the housing can be connected to a sand screen on its downstream side.
I tillegg omfatter oppfinnelsen en fremgangsmåte for å styre nevnte injeksjonsfluids utstrømningsrate fra nevnte minst ene fluidutstrømningssone av brønninjeksjonsstrengen. Fremgangsmåten innledes ved at injeksjonsfluidet injiseres fra overflaten via injeksjonsstrengen og deretter gjennom den minst ene trykktapfremmende strømningsstyreanordning som er tilkoplet minst én av nevnte rørveggåpninger i injeksjonsstrengen. Deretter strømmer injeksjonsfluidet videre inn i det omkringliggende reservoar. Det særegne ved fremgangsmåten er at det som strømningsstyreanordning benyttes en ringformet krage som forsynes med minst én aksialt gjennomgående boring, og som anbringes trykktettende omkring injeksjonsstrengen og rager ut fra denne. Kragen anbringes også trykktettende mot et utvendig og løsbart hus som trykktettende omslutter den minst ene rørveggåpning i injeksjonsstrengen, idet et gjennomgående strømningskammer derved anordnes mellom kragen og den minst ene rørveggåpning. In addition, the invention includes a method for controlling said injection fluid's outflow rate from said at least one fluid outflow zone of the well injection string. The procedure begins with the injection fluid being injected from the surface via the injection string and then through the at least one pressure loss-promoting flow control device which is connected to at least one of said pipe wall openings in the injection string. The injection fluid then flows further into the surrounding reservoir. The peculiarity of the method is that an annular collar is used as a flow control device, which is provided with at least one axial through hole, and which is placed pressure-tight around the injection string and protrudes from it. The collar is also placed pressure-tight against an external and detachable housing which pressure-tightly encloses the at least one pipe wall opening in the injection string, as a continuous flow chamber is thereby arranged between the collar and the at least one pipe wall opening.
To eller flere strømningsstyreanordninger kan også anbringes i én fluidutstrømningssone langsetter injeksjonsstrengen. Ifølge fremgangsmåten oppnås dette ved at to eller flere krager seriekoples for fluidgjennomstrømning til utstrømningsso-nen. Two or more flow control devices can also be placed in one fluid outflow zone along the injection string. According to the method, this is achieved by connecting two or more collars in series for fluid flow to the outflow zone.
En krage med to eller flere aksiale boringer kan forsynes med boringer av lik eller ulik diameter. A collar with two or more axial bores can be provided with bores of the same or different diameter.
Én eller flere boringer kan dessuten forsynes med en tet-ning sp lugg . One or more bores can also be fitted with a sealing plug.
Kragen kan også anbringes løsbart, dreibart eller regulerbart omkring injeksjonsstrengen. The collar can also be releasably, rotatably or adjustable around the injection string.
Huset eller et dertil tilordnet deksel kan også anbringes løsbart omkring injeksjonsstrengen. The housing or a cover assigned to it can also be releasably placed around the injection string.
På sin nedstrøms side kan huset også tilkoples en sandskjerm. On its downstream side, the house can also be connected to a sand screen.
Oppfinnelsen omfatter også anvendelse av minst én av foreliggende, trykktapfremmende strømningsstyreanordning i en brønn-injeksjonsstreng for å styre nevnte injeksjonsfluids utstrøm-ningsrate fra den minst ene fluidutstrømningssone av injeksjonsstrengen som gjennomløper det minst ene reservoar. The invention also includes the use of at least one of the present pressure loss-promoting flow control devices in a well injection string to control said injection fluid's outflow rate from the at least one fluid outflow zone of the injection string that runs through the at least one reservoir.
Ifølge oppfinnelsen kan injeksjonsstrengen enten anbringes i en sementert og perforert brønn, eller den kan kompletteres i et åpent brønnhull. I det første tilfelle anbringes injeksjonsstrengen i en allerede eksisterende kompletteringsstreng. Fluidkommunikasjon mellom injeksjonsstrengen og reservoarbergarten behøver derved ikke å foregå direkte mot et åpent brønnhull. According to the invention, the injection string can either be placed in a cemented and perforated well, or it can be completed in an open wellbore. In the first case, the injection string is placed in an already existing completion string. Fluid communication between the injection string and the reservoir rock does not thereby need to take place directly towards an open wellbore.
Ved anvendelse i et åpent brønnhull, vil det innledningsvis foreligge et ringrom mellom injeksjonsstrengen og brønnens When used in an open wellbore, there will initially be an annulus between the injection string and the well's
hullvegg. Ved injeksjon kan det oppstå ugunstige kryss- eller tverrstrømninger av injeksjonsfluidet i dette ringrom. I noen tilfeller kan det derfor være nødvendig å anbringe soneisole-rende tetningselementer i ringrommet for derved å hindre slike strømninger. Dette kan også være nødvendig når injeksjonsstrengen anbringes i eksisterende kompletteringsstreng. Slike pakningselementer er derimot ikke påkrevd for å kunne anvende de foreliggende strømningsstyreanoretninger i en injeksjonsstreng. hole wall. During injection, unfavorable cross or transverse flows of the injection fluid can occur in this annulus. In some cases, it may therefore be necessary to place zone-insulating sealing elements in the annulus in order to thereby prevent such flows. This may also be necessary when the injection string is placed in an existing completion string. On the other hand, such packing elements are not required to be able to use the existing flow control devices in an injection string.
Dersom det i det åpne brønnhull ikke planlegges å bruke store fluidtrykkforskjeller langsetter injeksjonsstrengen, er det ikke alltid nødvendig å bruke slike tetningselementer i ringrommet. I noen tilfeller kan dessuten reservoarbergarten rase sammen omkring strengen, slik at det derved skapes en naturlig strømningsrestriksjon i ringrommet. Hydraulisk kom-munikasjon langs injeksjonsstrengen kan også hindres ved at det foretas en såkalt gruspakking i dette ringrom. I ytterli-gere andre tilfeller, eksempelvis i en horisontal injeksjons-brønn, er reservoarbergarten tilstrekkelig permeabel til at injeksjonsfluidet lett strømmer inn i bergarten ved de for-skjellige utstrømningsrater som anvendes langs injeksjonsstrengen, slik at problematiske strømninger derved ikke opp-står i nevnte ringrom. I slike tilfeller er det unødvendig å bruke tetningselementer i ringrommet. If it is not planned to use large fluid pressure differences along the injection string in the open wellbore, it is not always necessary to use such sealing elements in the annulus. In some cases, the reservoir rock can also collapse around the string, so that a natural flow restriction is created in the annulus. Hydraulic communication along the injection string can also be prevented by so-called gravel packing in this annulus. In further other cases, for example in a horizontal injection well, the reservoir rock is sufficiently permeable that the injection fluid easily flows into the rock at the different outflow rates used along the injection string, so that problematic flows do not thereby arise in the aforementioned annulus . In such cases, it is unnecessary to use sealing elements in the annulus.
Når minst én gjennomstrømbar strømningsstyreanordning ifølge oppfinnelsen anvendes i injeksjonsstrengen, tvinges injeksjonsfluidet til å strømme gjennom strømningsstyreanordningen og påføres et forutsigbart og tilpasset trykktap, slik at in-jeksjonsf luidet strømmer med en forutsigbar og tilpasset ut-strømningsrate derfra og inn i reservoarbergarten. When at least one flow-through flow control device according to the invention is used in the injection string, the injection fluid is forced to flow through the flow control device and a predictable and adapted pressure loss is applied, so that the injection fluid flows with a predictable and adapted outflow rate from there into the reservoir rock.
Ved strømning gjennom den minst ene aksialt gjennomgående boring i strømningsstyreanordningens ringforméte krage, påføres injeksjonsfluidet et trykktap i form av strømningsfriksjon, jfr. strømning gjennom rør eller kanaler. Friksjonstrykktapet er i stor grad proporsjonalt med den aksiale borings geomet-riske utforming, dvs. boringens lengde og strømningstverr-snitt. Ved hensiktsmessig tilpassing av boringens lengde og/eller strømningstverrsnitt, kan strømningsfriksjonen (trykktapet) og fluidstrømningsraten derigjennom styres. When flowing through the at least one axially continuous bore in the annular collar of the flow control device, a pressure loss is applied to the injection fluid in the form of flow friction, cf. flow through pipes or channels. The frictional pressure loss is largely proportional to the axial bore's geometric design, i.e. the bore's length and flow cross-section. By appropriate adaptation of the length of the borehole and/or flow cross-section, the flow friction (pressure loss) and the fluid flow rate can thereby be controlled.
Dersom formålstjenlig, kan deler av injeksjonsstrengen også innrettes uten strømningsstyreanordninger av foreliggende type. Deler av strengen kan også innrettes på kjent injek-sjonsteknisk vis, eller deler av rørstrengen kan være uperfo-rerte. If appropriate, parts of the injection string can also be arranged without flow control devices of the present type. Parts of the string can also be arranged in a known injection technique, or parts of the pipe string can be unperforated.
Ved hjelp av den foreliggende oppfinnelsen kan hver utstrøm-ningssone av injeksjonsstrengen innrettes med et egnet antall strømningsstyreanordninger med egnet utforming som bevirker et tilpasset og forutsigbart friksjonstrykktap i injeksjonsfluidet ved dets utstrømning derfra. Det samlede trykktap i den enkelte strømningsstyreanordning ved hver utstrømnings-sone er en funksjon av antall aksiale boringer i strømnings-styreanordnings krage samt det individuelle trykktap i hver aksial boring. Derved kan en tilpasset og forutsigbar injeksjonsrate oppnås fra den enkelte utstrømningssone, hvorved en ønsket utstrømningsprofil langs injeksjonsstrengen kan oppnås . With the help of the present invention, each outflow zone of the injection string can be equipped with a suitable number of flow control devices with a suitable design which causes an adapted and predictable frictional pressure loss in the injection fluid when it flows out from there. The overall pressure loss in the individual flow control device at each outflow zone is a function of the number of axial bores in the flow control device collar as well as the individual pressure loss in each axial bore. Thereby, an adapted and predictable injection rate can be achieved from the individual outflow zone, whereby a desired outflow profile along the injection string can be achieved.
Kort beskrivelse av tegningsfigurene Brief description of the drawing figures
I det etterfølgende beskrives et ikke-begrensende utførelses-eksempel av den foreliggende oppfinnelse og med henvisning til medfølgende figurer, hvor: Figur 1 viser et skjematisk oppriss av en horisontal injeksjonsstreng som gjennomløper et reservoar i forbindelse med vanninj eksj on; Figur 2 viser et skjematisk planriss av en horisontal vannin-jeksjonsbrønn med sementert injeksjonsstreng, hvor brønnen har en vannflømmeprofil med ujevnt utformet vannflømmings-front i reservoaret; Figur 3 viser et skjematisk planriss av en horisontal vannin-jeksjonsbrønn med en usementert injeksjonsstreng som er forsynt med strømningsstyreanordninger ifølge oppfinnelsen, og som bevirker en vannflømmeprofil som har en jevnt utformet vannflømmingsfront i reservoaret; Figur 4 viser et skjematisk aksialsnitt gjennom en strøm-ningsstyreanordning ifølge oppfinnelsen, hvor figuren også viser en snittlinje V-V gjennom anordningen; og Figur 5 viser et skjematisk radialsnitt gjennom strømnings-styreanordningen sett langs snittlinjen V-V ifølge figur 4. In what follows, a non-limiting embodiment example of the present invention is described and with reference to accompanying figures, where: Figure 1 shows a schematic view of a horizontal injection string that runs through a reservoir in connection with water injection; Figure 2 shows a schematic plan of a horizontal water injection well with a cemented injection string, where the well has a water flow profile with an unevenly designed water flow front in the reservoir; Figure 3 shows a schematic plan view of a horizontal water injection well with an uncemented injection string which is provided with flow control devices according to the invention, and which causes a water flow profile which has a uniformly designed water flow front in the reservoir; Figure 4 shows a schematic axial section through a flow control device according to the invention, where the figure also shows a section line V-V through the device; and Figure 5 shows a schematic radial section through the flow control device seen along the section line V-V according to Figure 4.
Vedføyde figurer er skjematiske og kan være noe fortegnede angående komponenters utforming, relative dimensjoner og inn-byrdes posisjoner. I det etterfølgende vil like detaljer på figurene bli angitt med samme henvisningstall. Attached figures are schematic and may be somewhat misrepresented regarding components' design, relative dimensions and relative positions. In the following, similar details in the figures will be indicated with the same reference number.
Beskrivelse av et utførelseseksempel av oppfinnelsen Description of an embodiment of the invention
Figur 1 viser et skjematisk oppriss av en horisontal injek-sjonsbrønn 2 som med sin injeksjonsstreng 4 gjennomløper et reservoar 6 i forbindelse med vanninjeksjon i reservoaret 6. I dette utførelseseksempel er strengen 4, ved hjelp av utven-dige pakningselementer 8, inndelt i fem lengdeseksjoner 10 som derved er trykktettende atskilt hverandre. De fleste lengdeseksjoner 10 er tilordnet trykktapfremmende strømnings-styreanordninger 12 ifølge oppfinnelsen, idet hver anordning 12 kun er indikert på tegningen. I tegningsfiguren er den mest oppstrøms beliggende lengdeseksjon 10', ved brønnen 2 sin hæl 14, forsynt med strømningsstyreanordninger 12 som trykkstruper seksjon 10' i større grad enn i nedstrøms sek-sjoner 10. Den mest nedstrøms beliggende seksjon 10'', ved brønnen 2 sin tå 16, er derimot ikke innrettet med noen strømningsstyreanordninger 12 ifølge oppfinnelsen. Seksjon Figure 1 shows a schematic view of a horizontal injection well 2 which, with its injection string 4, runs through a reservoir 6 in connection with water injection into the reservoir 6. In this design example, the string 4 is, with the help of external packing elements 8, divided into five longitudinal sections 10 which are thereby pressure-tightly separated from each other. Most of the longitudinal sections 10 are assigned pressure loss-promoting flow control devices 12 according to the invention, each device 12 being only indicated in the drawing. In the drawing, the most upstream longitudinal section 10', at the well 2's heel 14, is provided with flow control devices 12 which pressure choke section 10' to a greater extent than in the downstream sections 10. The most downstream section 10'', at well 2 its toe 16, on the other hand, is not equipped with any flow control devices 12 according to the invention. Section
10'' er forsynt med vanlige og ikke viste perforeringer. In-jeks jonsvannet pumpes ned fra overflaten og ut i den enkelte lengdeseksjon 10', 10, 10'' overfor reservoaret 6 via injeksjonsstrengen 4 sitt innvendige strømningsrom 18. Figur 2 viser et skjematisk planriss av en horisontal vann-injeksjonsbrønn 20 som er komplettert i reservoaret 6 ved hjelp av konvensjonell sementering og perforering (ikke vist). Figuren viser en skjematisk vannflømmeprofil som er forbundet med denne form for konvensjonell brønnkomplette-ring. På figuren er den resulterende vannflømmeprofil indikert med en ujevnt utformet vannflømmingsfront 22 i reservoaret 6. Dette eksempel viser at vannutstrømningen ved brønnen 20 sin hæl 14 er vesentlig større enn ved dens tå 16. En slik vannflømmeprofil bevirker vanligvis en uønsket og ikke-optimal vannflømming av reservoaret 6. En slik profil kan også oppstå som følge av at bergartene i reservoaret 6 er in-homogene (heterogene). Figur 3 viser derimot et skjematisk planriss av den på figur 1 viste horisontale vanninjeksjonsbrønn 2. Brønnen 2 har en usementert injeksjonsstreng 4 som er forsynt med strømnings-styreanordninger 12 ifølge oppfinnelsen, idet hver anordning 12 kun er indikert på tegningen. Hver strømningsstyreanord-ning 12 i injeksjonsstrengen 4 er innrettet med en hensiktsmessig strømningsfriksjon som optimalt trykkstruper det ut-strømmende injeksjonsvann i de aktuelle utstrømningssoner langsetter strengen 4. På figuren er den resulterende vann-flømmeprofil indikert med en jevnt utformet vannflømmings-front 24 i reservoaret 6. Vannflømmeprofilen 24 er her optimalt utformet for å drive reservoarfluider ut av reservoaret 6 for å øke fluidutvinningen. 10'' is provided with normal and not shown perforations. The injection water is pumped down from the surface and out into the individual longitudinal section 10', 10, 10'' opposite the reservoir 6 via the injection string 4's internal flow space 18. Figure 2 shows a schematic plan of a horizontal water injection well 20 which is completed in the reservoir 6 using conventional cementing and perforation (not shown). The figure shows a schematic water flow profile associated with this form of conventional well completion. In the figure, the resulting water flow profile is indicated by an unevenly designed water flow front 22 in the reservoir 6. This example shows that the water outflow at the well 20's heel 14 is significantly greater than at its toe 16. Such a water flow profile usually causes an unwanted and non-optimal water flow of reservoir 6. Such a profile can also arise as a result of the rocks in reservoir 6 being in-homogeneous (heterogeneous). Figure 3, on the other hand, shows a schematic plan view of the horizontal water injection well 2 shown in Figure 1. The well 2 has an uncemented injection string 4 which is provided with flow control devices 12 according to the invention, each device 12 being only indicated in the drawing. Each flow control device 12 in the injection string 4 is equipped with an appropriate flow friction which optimally pressure-chokes the outflowing injection water in the relevant outflow zones along the string 4. In the figure, the resulting water flow profile is indicated by a uniformly designed water flow front 24 in the reservoir 6 The water flow profile 24 is here optimally designed to drive reservoir fluids out of the reservoir 6 to increase fluid recovery.
Figur 4 viser et skjematisk aksialsnitt gjennom en utførelse av en strømningsstyreanordning 12 ifølge oppfinnelsen. Et løsbart hus 54 trykktettende omslutter radiale boringer 28 i injeksjonsstrengen 4, og huset 54 er åpent i sin nedstrøms ende. Mellom huset 54 og injeksjonsstrengen 4 er det anordnet en ringformet krage 56 som i dette utførelseseksempel er utformet som en utragende krage på innsiden av huset 54, og som trykktettende omslutter strengen 4. Kragen 56 kan derimot like gjerne være innrettet som en separat krage som er anbrakt trykktettende mot både huset 54 og strengen 4. Opp-strøms ende av huset 54 omslutter derved et gjennomgående strømningskammer 38 mellom kragen 56 og de radiale boringer 28 i injeksjonsstrengen 4. Ifølge oppfinnelsen er kragen 56 forsynt med aksialt gjennomgående boringer 58. Ved væskegjen-nomstrømning fungerer boringene 58 som strømningskanaler som bevirker strømningsfriksjon, og derved et trykktap, i vannet som injiseres derigjennom. Kragen 56 kan derved innrettes med et hensiktsmessig antall slike boringer 58 av hensiktsmessig tverrsnitt og/eller lengde. Én eller flere boringer 58 kan dessuten forsynes med ikke viste tetningsplugger. På dette vis kan en krage 56 innrettes med boringer 58 av ønsket kon-figurasjon, og som derved bevirker et ønsket friksjonstrykk-fall ved væskegjennomstrømning derigjennom etter installa-sjon. I dette utførelseseksempel munner nedstrøms side av boringene 58 ut i et ringformet strømningskammer 60 som er radialt avgrenset av huset 54, og som er tilkoplet en ned-strøms beliggende sandskjerm 44. Sandskjermen 44 er tildannet av trådviklinger 46 som er spunnet omkring injeksjonsstrengen 4. Oppfinnelsen forutsetter ikke anvendelse av en sandskjerm Figure 4 shows a schematic axial section through an embodiment of a flow control device 12 according to the invention. A detachable housing 54 pressure-tightly encloses radial bores 28 in the injection string 4, and the housing 54 is open at its downstream end. Between the housing 54 and the injection string 4, an annular collar 56 is arranged, which in this embodiment is designed as a protruding collar on the inside of the housing 54, and which pressure-tightly encloses the string 4. The collar 56, on the other hand, can just as easily be arranged as a separate collar which is placed pressure-tight against both the housing 54 and the string 4. The upstream end of the housing 54 thereby encloses a continuous flow chamber 38 between the collar 56 and the radial bores 28 in the injection string 4. According to the invention, the collar 56 is provided with axially continuous bores 58. nomstrømming, the bores 58 function as flow channels which cause flow friction, and thereby a pressure loss, in the water that is injected through them. The collar 56 can thereby be fitted with an appropriate number of such bores 58 of an appropriate cross-section and/or length. One or more bores 58 can also be provided with sealing plugs, not shown. In this way, a collar 56 can be fitted with bores 58 of the desired configuration, which thereby causes a desired frictional pressure drop when liquid flows through it after installation. In this exemplary embodiment, the downstream side of the boreholes 58 opens into an annular flow chamber 60 which is radially bounded by the housing 54, and which is connected to a downstream sand screen 44. The sand screen 44 is made of wire windings 46 which are spun around the injection string 4. The invention does not require the use of a sand screen
44, men erfaring viser at sandkontroll ved injeksjon er hensiktsmessig. 44, but experience shows that sand control by injection is appropriate.
Figur 5 viser et skjematisk radialsnitt gjennom strømnings-styreanordningen 12 sett langs snittlinje V-V, jfr. figur 4, idet denne figur viser flere aksialt gjennomgående boringer 58. Figure 5 shows a schematic radial section through the flow control device 12 seen along section line V-V, cf. figure 4, as this figure shows several axially through bores 58.
Claims (15)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20040806A NO319230B1 (en) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20040806A NO319230B1 (en) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20040806L NO20040806L (en) | 2004-02-27 |
| NO319230B1 true NO319230B1 (en) | 2005-07-04 |
Family
ID=34793447
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20040806A NO319230B1 (en) | 2002-08-26 | 2002-08-26 | Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO319230B1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20111630A1 (en) * | 2009-06-02 | 2011-12-23 | Baker Hughes Holdings Llc | Vapor injection gravity drainage (SAGD) system in a formation |
| US10655456B2 (en) | 2015-06-09 | 2020-05-19 | Wellguard As | Apparatus for monitoring at least a portion of a wellbore |
-
2002
- 2002-08-26 NO NO20040806A patent/NO319230B1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20111630A1 (en) * | 2009-06-02 | 2011-12-23 | Baker Hughes Holdings Llc | Vapor injection gravity drainage (SAGD) system in a formation |
| NO345096B1 (en) * | 2009-06-02 | 2020-09-28 | ||
| US10655456B2 (en) | 2015-06-09 | 2020-05-19 | Wellguard As | Apparatus for monitoring at least a portion of a wellbore |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20040806L (en) | 2004-02-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO318165B1 (en) | Well injection string, method of fluid injection and use of flow control device in injection string | |
| US4782896A (en) | Retrievable fluid flow control nozzle system for wells | |
| US6644412B2 (en) | Flow control apparatus for use in a wellbore | |
| CA2730875C (en) | Wellbore injection system | |
| US8069926B2 (en) | Method of controlling flow through a drill string using a valve positioned therein | |
| US10060210B2 (en) | Flow control downhole tool | |
| NO324492B1 (en) | Flow control device for use in a well and procedure for using the same | |
| US8413726B2 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
| US20120199353A1 (en) | Wellbore injection system | |
| EP2360347B1 (en) | Expandable ball seat | |
| US8479818B2 (en) | Method and apparatus to cement a perforated casing | |
| NO329433B1 (en) | Method and apparatus for installing casings in a well | |
| CN102791956A (en) | Valve system | |
| CA2822571C (en) | Method and apparatus for controlling fluid flow into a wellbore | |
| US10190391B2 (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
| NO319230B1 (en) | Flow control device, method for controlling the outflow in an injection stirrer, and use of the device | |
| US20190301275A1 (en) | Apparatus and method for downhole data acquisition and or monitoring | |
| CN101514621A (en) | Sand prevention in multiple regions without a drill | |
| RU2439296C2 (en) | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure | |
| OA17510A (en) | Wellbore injection system. |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |