RU2781604C2 - System and method for control of borehole fluid inflow, as well as system for control of fluid flow - Google Patents
System and method for control of borehole fluid inflow, as well as system for control of fluid flow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781604C2 RU2781604C2 RU2020123707A RU2020123707A RU2781604C2 RU 2781604 C2 RU2781604 C2 RU 2781604C2 RU 2020123707 A RU2020123707 A RU 2020123707A RU 2020123707 A RU2020123707 A RU 2020123707A RU 2781604 C2 RU2781604 C2 RU 2781604C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chamber
- inlet
- fluid
- outlet
- main pipe
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 126
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 32
- 230000000712 assembly Effects 0.000 claims description 15
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 6
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 22
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 13
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000008240 homogeneous mixture Substances 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Уровень техникиState of the art
Во многих применениях углеводородных скважин скважинные колонны насосно-компрессорных труб содержат узлы песчаного фильтра для фильтрации приточного скважинного флюида. Узлы песочного фильтра могут быть установлены вокруг основной трубы и расположены в зонах скважины вдоль ствола скважины. Множество устройств регулирования притока может использоваться для регулирования потока скважинного флюида, протекающего во внутреннюю часть основной трубы в зонах скважины, распределенных вдоль ствола скважины. Устройства регулирования притока могут использоваться для выравнивания притока флюида в основную трубу, а также могут помочь задержать прорыв нежелательных флюидов в основную трубу. Тем не менее, существующие устройства регулирования притока имеют ограничения в отношении выравнивания притока и ограничения прорыва некоторых нежелательных флюидов, например, многофазных флюидов, когда такие флюиды протекают в узлы песчаного фильтра. In many hydrocarbon well applications, the downhole tubing strings contain sand screen assemblies to filter influx well fluid. Sand screen assemblies may be installed around the main pipe and located in well zones along the wellbore. A plurality of inflow control devices may be used to control the flow of well fluid flowing into the interior of the base pipe in well zones distributed along the wellbore. Influx control devices can be used to equalize the influx of fluid into the main pipe, and can also help to delay the breakthrough of unwanted fluids into the main pipe. However, existing inflow control devices have limitations in terms of inflow equalization and limiting the breakthrough of some undesirable fluids, such as multiphase fluids, when such fluids flow into sand screen assemblies.
Сущность изобретенияThe essence of the invention
В целом, предложены система и методология для облегчения усовершенствованного регулирования приточных флюидов. В соответствии с вариантам осуществления устройство регулирования притока улучшает способность задерживать или предотвращать прорыв нежелательных флюидов, например, газа и/или воды, которые могут содержаться в многофазных флюидах, а также ограничивать приток нежелательного флюида в случае прорыва. В качестве примера одно или более устройств регулирования притока могут использоваться во взаимодействии с узлом фильтра или узлами фильтра колонны насосно-компрессорных труб, размещенной в стволе скважины. Тем не менее, в некоторых вариантах осуществления устройства регулирования притока могут использоваться вдоль насосно-компрессорных труб для заканчивания без песчаных фильтров. Устройство регулирования притока может содержать корпус, определяющий камеру, имеющую первый конец и второй конец. Кроме того, устройство регулирования притока содержит по меньшей мере один впускной канал, расположенный на первом конце и имеющий контур, который обеспечивает требуемое воздействие на приточный флюид в зависимости от типа флюида. (Тип флюида может варьироваться в зависимости от вязкости флюида, плотности флюида или других характеристик флюида). В качестве примера, контур может иметь размер поперечного сечения, который изменяется для обеспечения увеличивающейся площади поперечного сечения. Расширяющаяся площадь поперечного сечения может иметь форму конуса или другую расширяющуюся форму. В некоторых вариантах осуществления впускное отверстие впускного канала может иметь закругленный край, например, для создания сначала уменьшающейся, а затем увеличивающейся площади поперечного сечения вдоль впускного канала.Overall, a system and methodology has been proposed to facilitate improved supply fluid management. In accordance with embodiments, the inflow control device improves the ability to contain or prevent breakthrough of unwanted fluids, such as gas and/or water, which may be contained in multi-phase fluids, as well as limit the influx of unwanted fluid in the event of a breakthrough. As an example, one or more inflow control devices may be used in conjunction with a filter assembly or filter assemblies of a tubing string located in a wellbore. However, in some embodiments, inflow control devices may be used along the completion tubing without sand screens. The inflow control device may include a housing defining a chamber having a first end and a second end. In addition, the inflow control device includes at least one inlet located at the first end and having a contour that provides the desired effect on the inflow fluid depending on the type of fluid. (The type of fluid may vary depending on the viscosity of the fluid, the density of the fluid, or other characteristics of the fluid). As an example, the contour may have a cross-sectional dimension that changes to provide an increasing cross-sectional area. The expanding cross-sectional area may be in the form of a cone or other expanding shape. In some embodiments, the inlet port of the inlet port may have a rounded edge, for example, to create a first decreasing and then increasing cross-sectional area along the inlet port.
Согласно первому объекту настоящего изобретения создана система регулирования притока скважинного флюида, содержащая:According to the first object of the present invention, a well fluid inflow control system is provided, comprising:
колонну насосно-компрессорных труб, размещенную в стволе скважины, причем колонна насосно-компрессорных труб содержит основную трубу, множество узлов фильтра, расположенных вокруг основной трубы, и множество устройств регулирования притока, расположенных вдоль основной трубы, во взаимодействии с множеством узлов фильтра для регулирования потока флюида, протекающего во внутреннюю часть основной трубы, при этом каждое устройство регулирования притока содержит:a tubing string located in a wellbore, the tubing string comprising a main pipe, a plurality of filter assemblies located around the main pipe, and a plurality of inflow control devices located along the main pipe, in cooperation with a plurality of filter assemblies to control the flow fluid flowing into the interior of the main pipe, each inflow control device comprising:
- корпус, определяющий камеру, имеющую первый конец, второй конец и длину, вдоль которой уменьшается площадь поперечного сечения камеры, причем камера является конической;a housing defining a chamber having a first end, a second end and a length along which the cross-sectional area of the chamber decreases, the chamber being conical;
- выпускное отверстие, расположенное на втором конце камеры, при этом выпускное отверстие сообщается с внутренней частью основной трубы; и- an outlet located at the second end of the chamber, with the outlet in communication with the inside of the main pipe; and
- по меньшей мере один впускной канал, сообщающийся с камерой, причем по меньшей мере один впускной канал имеет размер поперечного сечения, который увеличивается при перемещении от впускного отверстия по меньшей мере одного впускного канала к выпускному отверстию по меньшей мере одного впускного канала, при этом по меньшей мере один впускной канал выполнен с возможностью, в ответ на поступление флюида, закачки потока в камеру рядом с первым концом камеры таким образом, что внутри камеры создается поток флюида, который вращается и перемещается в направлении вдоль длины камеры к выпускному отверстию.- at least one inlet channel communicating with the chamber, and at least one inlet channel has a cross-sectional size that increases when moving from the inlet hole of at least one inlet channel to the outlet hole of at least one inlet channel, while at least one inlet is configured to, in response to fluid input, pump a flow into the chamber near the first end of the chamber such that a fluid flow is created within the chamber that rotates and moves in a direction along the length of the chamber toward the outlet.
Предпочтительно, впускное отверстие имеет закругленный край.Preferably, the inlet has a rounded edge.
Предпочтительно, по меньшей мере один впускной канал содержит по меньшей мере одно, выбранное из группы, состоящей из секции конического диффузора и пары впускных каналов, смещенных относительно друг друга, чтобы облегчить вращение потока флюида в камере. Preferably, the at least one inlet comprises at least one selected from the group consisting of a cone section and a pair of inlets offset from each other to facilitate rotation of the fluid flow in the chamber.
Предпочтительно, каждый впускной канал запирает поток флюида, протекающий в камеру, когда флюид представляет собой многофазный флюид с заданным процентным содержанием газа и/или воды. Preferably, each inlet blocks fluid flow into the chamber when the fluid is a multi-phase fluid with a predetermined percentage of gas and/or water.
Согласно второму объекту настоящего изобретения создана система регулирования потока флюида, содержащая:According to the second object of the present invention, a fluid flow control system is provided, comprising:
устройство регулирования притока, содержащее:an inflow control device, comprising:
- корпус, определяющий камеру, имеющую первый конец, второй конец и длину, вдоль которой уменьшается площадь поперечного сечения камеры, причем камера является конической;a housing defining a chamber having a first end, a second end and a length along which the cross-sectional area of the chamber decreases, the chamber being conical;
- выпускное отверстие, расположенное на втором конце камеры; и- an outlet located at the second end of the chamber; and
- множество впускных каналов, сообщающихся с камерой, при этом каждый впускной канал имеет контур с размером поперечного сечения, который увеличивается при перемещении от впускного отверстия к выпускному отверстию впускного канала, причем каждый впускной канал выполнен с возможностью, в ответ на поступление флюида, закачки потока в камеру рядом с первым концом камеры таким образом, что внутри камеры создается поток флюида, который вращается и перемещается в направлении вдоль длины камеры к выпускному отверстию, при этом контур имеет форму, подходящую для увеличения сопротивления потоку при наличии определенных типов флюидов. - a plurality of inlets communicating with the chamber, each inlet having a contour with a cross-sectional dimension that increases as one moves from the inlet to the outlet of the inlet, each inlet is configured to, in response to fluid input, pump a flow into the chamber near the first end of the chamber in such a way that a fluid flow is created inside the chamber, which rotates and moves in a direction along the length of the chamber towards the outlet, the contour being shaped to increase the resistance to flow in the presence of certain types of fluids.
Предпочтительно, впускное отверстие имеет закругленный край, при этом каждый впускной канал содержит секцию конического диффузора.Preferably, the inlet has a rounded edge, with each inlet containing a section of a conical diffuser.
Предпочтительно, впускные каналы смещены относительно друг друга, чтобы облегчить вращение потока флюида в камере. Preferably, the inlets are offset from each other to facilitate rotation of the fluid flow in the chamber.
Предпочтительно, система дополнительно содержит узел песчаного фильтра, расположенный вокруг основной трубы, причем устройство регулирования притока расположено на основной трубе таким образом, что выпускное отверстие сообщается с внутренней частью основной трубы.Preferably, the system further comprises a sand filter assembly located around the main pipe, the inflow control device being located on the main pipe such that the outlet is in communication with the interior of the main pipe.
Согласно третьему объекту настоящего изобретения создан способ регулирования притока скважинного флюида, включающий:According to the third object of the present invention, a method for controlling the inflow of a well fluid is provided, including:
расположение множества устройств регулирования притока вдоль скважинной колонны насосно-компрессорных труб; arranging a plurality of inflow control devices along the downhole tubing string;
формирование каждого устройства регулирования притока с корпусом, определяющим камеру, имеющую первый конец, второй конец и длину, вдоль которой уменьшается площадь поперечного сечения камеры; выпускным отверстием, расположенным на втором конце камеры, причем выпускное отверстие сообщается с внутренней частью скважинной колонны насосно-компрессорных труб; и множеством впускных каналов, сообщающихся с камерой; forming each inflow control device with a body defining a chamber having a first end, a second end, and a length along which the cross-sectional area of the chamber decreases; an outlet located at a second end of the chamber, the outlet communicating with the inside of the downhole tubing string; and a plurality of inlet channels communicating with the chamber;
обеспечение каждого впускного канала с размером поперечного сечения, который увеличивается при перемещении от впускного отверстия к выпускному отверстию впускного канала; иproviding each inlet with a cross-sectional dimension that increases as one moves from the inlet to the outlet of the inlet; and
ориентацию каждого впускного канала для закачки поступившего флюида в камеру рядом с первым концом камеры таким образом, что внутри камеры создается поток флюида, который вращается и перемещается в направлении вдоль длины камеры к выпускному отверстию.orienting each inlet to inject incoming fluid into a chamber proximate the first end of the chamber such that a fluid flow is created within the chamber that rotates and moves in a direction along the length of the chamber toward the outlet.
Предпочтительно, способ дополнительно включает:Preferably, the method further comprises:
формирование впускного отверстия каждого впускного канала с закругленным краем; иforming an inlet of each inlet with a rounded edge; and
обеспечение каждого впускного канала расширяющейся секцией конического диффузора ниже по потоку от закругленного края.providing each inlet with a flared cone diffuser section downstream of the rounded edge.
Тем не менее, многие модификации возможны без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации предназначены для включения в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения. However, many modifications are possible without substantially departing from the teachings of the present invention. Accordingly, such modifications are intended to be included within the scope of the present invention as defined in the claims.
Краткое описание чертежейBrief description of the drawings
Некоторые варианты осуществления настоящего изобретения далее в настоящем документе будут описаны со ссылкой на прилагаемые графические материалы, в которых одинаковые позиционные обозначения обозначают одинаковые элементы. Однако следует понимать, что прилагаемые фигуры показывают различные варианты реализации, описанные в настоящем документе, и не предназначены для ограничения объема различных технологий, описанных в настоящем документе; на чертежах: Some embodiments of the present invention will be described hereinafter with reference to the accompanying drawings, in which like reference numerals designate like elements. However, it should be understood that the accompanying figures show various implementations described herein and are not intended to limit the scope of the various technologies described herein; on the drawings:
фиг. 1 - схематическое изображение системы скважины, содержащей скважинную колонну насосно-компрессорных труб, содержащую узлы фильтра, размещенные в отклоненной секции, например, горизонтальной секции, ствола скважины, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;fig. 1 is a schematic representation of a well system comprising a downhole tubing string containing filter assemblies placed in a deviated section, such as a horizontal section, of a wellbore, in accordance with an embodiment of the present invention;
фиг. 2 - вид с частичным разрезом примера одного из узлов фильтра, показанных на фиг. 1, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;fig. 2 is a partial sectional view of an example of one of the filter assemblies shown in FIG. 1 according to an embodiment of the present invention;
фиг. 3 - вид в поперечном сечении примера устройства регулирования притока в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;fig. 3 is a cross-sectional view of an example of an inflow control device according to an embodiment of the present invention;
фиг. 4 - вид в осевом поперечном сечении устройства регулирования притока, показанного на фиг. 3, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения; fig. 4 is an axial cross-sectional view of the inflow control device shown in FIG. 3 according to an embodiment of the present invention;
фиг. 5 - вид в осевом поперечном сечении другого примера устройства регулирования притока в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;fig. 5 is an axial cross-sectional view of another example of an inflow control device according to an embodiment of the present invention;
фиг. 6 - графическое изображение, показывающее различные рабочие характеристики устройств регулирования притока в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;fig. 6 is a graphical representation showing various performance characteristics of inflow control devices according to an embodiment of the present invention;
фиг. 7 - графическое изображение, сравнивающее объемную долю нежелательного флюида (например, объемную долю газа и/или объемную долю воды) с плотностью смеси флюида, движущегося через устройства регулирования притока, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения; иfig. 7 is a graph comparing the volume fraction of unwanted fluid (eg, volume fraction of gas and/or volume fraction of water) with the density of the fluid mixture moving through the inflow control devices, in accordance with an embodiment of the present invention; and
фиг. 8 - другой пример устройства регулирования притока, обладающего различными характеристиками регулирования потока флюида, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения.fig. 8 is another example of an inflow control device having different fluid flow control characteristics according to an embodiment of the present invention.
Подробное описание изобретенияDetailed description of the invention
В последующем описании изложены многочисленные подробности, чтобы обеспечить понимание некоторых вариантов осуществления настоящего изобретения. Тем не менее, специалистам в данной области техники должно быть понятно, что указанная система и/или методология могут быть реализованы на практике без этих подробностей и что возможны многочисленные вариации или модификации описанных вариантов осуществления.In the following description, numerous details are set forth in order to provide an understanding of certain embodiments of the present invention. However, those skilled in the art will appreciate that the system and/or methodology may be practiced without these details and that numerous variations or modifications to the described embodiments are possible.
Настоящее изобретение в целом относится к системе и методологии, которые способствуют улучшенному регулированию потока флюида, например, в различных скважинных применениях. В соответствии с вариантами осуществления устройство регулирования притока улучшает способность задерживать или предотвращать прорыв нежелательных флюидов, таких как газ и/или вода, которые могут содержаться в многофазных флюидах. Устройство регулирования притока может также уменьшить приток нежелательного флюида в случае прорыва. В скважинном применении одно или более устройств регулирования притока могут использоваться во взаимодействии с узлом фильтра или узлами фильтра колонны насосно-компрессорных труб, размещенной в стволе скважины. Например, скважинный флюид может течь из пласта в ствол скважины в заданной зоне скважины. Скважинный флюид продолжает протекать в узел фильтра, а затем через устройство регулирования притока во внутреннюю часть основной трубы колонны насосно-компрессорных труб для доставки в место сбора.The present invention relates generally to a system and methodology that facilitates improved fluid flow control, for example, in various downhole applications. In accordance with embodiments, an inflow control device improves the ability to contain or prevent breakthrough of unwanted fluids, such as gas and/or water, that may be contained in multi-phase fluids. The influx control device can also reduce the influx of unwanted fluid in the event of a breakthrough. In a downhole application, one or more inflow control devices may be used in conjunction with a filter assembly or filter assemblies of a tubing string located in the wellbore. For example, well fluid may flow from the formation into the wellbore in a given zone of the well. The downhole fluid continues to flow into the filter assembly and then through the inflow control device into the interior of the main pipe of the tubing string for delivery to a collection point.
Каждое устройство регулирования притока может содержать корпус, определяющий камеру, через которую протекает флюид, причем камера имеет первый конец и второй конец. Кроме того, устройство регулирования притока содержит по меньшей мере один впускной канал, расположенный на первом конце и имеющий контур, например, изменяющийся размер поперечного сечения, который обеспечивает требуемое воздействие на приточный флюид в зависимости от типа флюида, например, в зависимости от вязкости флюида. Например, размер поперечного сечения может обеспечивать расширяющуюся площадь поперечного сечения. Расширяющаяся площадь поперечного сечения может иметь форму конуса или другую расширяющуюся форму. В некоторых вариантах осуществления впускное отверстие впускного канала может иметь закругленный край, например, для создания сначала уменьшающейся, а затем увеличивающейся площади поперечного сечения вдоль впускного канала. Each inflow control device may include a housing defining a chamber through which fluid flows, the chamber having a first end and a second end. In addition, the inflow control device includes at least one inlet channel located at the first end and having a contour, for example, a changing cross-sectional size, which provides the desired effect on the inflow fluid depending on the type of fluid, for example, depending on the viscosity of the fluid. For example, the cross-sectional dimension may provide an expanding cross-sectional area. The expanding cross-sectional area may be in the form of a cone or other expanding shape. In some embodiments, the inlet port of the inlet port may have a rounded edge, for example, to create a first decreasing and then increasing cross-sectional area along the inlet port.
Устройства регулирования притока могут использоваться в разнообразном скважинном оборудовании для заканчивания скважины и скважинных применениях. Например, устройства регулирования притока могут использоваться в скважинных эксплуатационных секциях для выравнивания истощения потока в горизонтальных скважинах. В таких скважинах образование конуса границы раздела нефть/вода и/или нефть/газ может привести к преждевременному прорыву «нежелательных флюидов», например, газа и/или воды, в определенных зонах.Inflow control devices may be used in a variety of downhole completion equipment and downhole applications. For example, flow control devices may be used in downhole production sections to equalize flow depletion in horizontal wells. In such wells, the coning of the oil/water and/or oil/gas interface can lead to premature breakthrough of "undesirable fluids", eg gas and/or water, in certain zones.
Прорыв газа и/или воды может быть нежелательным по ряду причин. Например, газ и вода могут играть важную роль, когда они остаются на месте в окружающем пласте. Из-за своей высокой сжимаемости газ может обладать высокой накопленной энергией, которая может служить движущей силой для вытеснения нефти в пласте. С другой стороны, вода помогает поднимать нефть и доставлять ее в ствол скважины.Gas and/or water breakthrough may be undesirable for a number of reasons. For example, gas and water can play an important role when they remain in place in the surrounding formation. Due to its high compressibility, the gas can have a high stored energy that can act as a driving force to displace oil in the reservoir. On the other hand, water helps to lift the oil and deliver it to the wellbore.
Газ и/или вода обладают относительно высокой подвижностью, что может привести к их прорыву в различных секциях оборудования для заканчивания, а это, в свою очередь, может уменьшить «толчок» нефти в пласте. Варианты осуществления устройств регулирования притока, описанные в настоящем документе, могут использоваться для ограничения нежелательного прорыва газа в оборудование для заканчивания. К тому же, варианты осуществления устройств регулирования притока могут быть выполнены для использования в обеспечении сопротивления потоку при столкновении с многофазными флюидами и/или однофазными флюидами.Gas and/or water have relatively high mobility, which can lead to their breakthrough in various sections of the completion equipment, and this, in turn, can reduce the “shock” of oil in the reservoir. The inflow control device embodiments described herein can be used to limit unwanted gas breakthrough into completion equipment. In addition, embodiments of flow control devices may be designed for use in providing flow resistance in the face of multi-phase fluids and/or single-phase fluids.
Поскольку и вода, и газ обладают более низкой вязкостью, чем нефть, эти флюиды могут протекать через пласт с меньшим сопротивлением, чем нефть, в тех же или аналогичных пластовых условиях. Следовательно, вода и/или газ могут начать преобладать в объемной доле получаемой смеси, что создает дополнительную нагрузку на системы рециркуляции и наземные сепараторы. Это может привести к преждевременному отказу от эксплуатации частично истощенных пластов с относительно большим процентным содержанием недобытой нефти. Тем не менее, устройства регулирования притока можно использовать вдоль скважинной колонны насосно-компрессорных труб, например, вдоль скважинного оборудования для заканчивания скважины, чтобы выровнять добычу между зонами или секциями скважинной колонны насосно-компрессорных труб для различных типов приточного флюида. Следовательно, увеличивается процентное содержание нефти, которую можно добыть.Since both water and gas have a lower viscosity than oil, these fluids can flow through the reservoir with less resistance than oil under the same or similar reservoir conditions. Consequently, water and/or gas may begin to predominate in the volume fraction of the resulting mixture, which creates an additional load on the recirculation systems and surface separators. This can lead to premature abandonment of partially depleted reservoirs with a relatively high percentage of unproduced oil. However, inflow control devices can be used along a downhole tubing string, for example, along a well completion, to equalize production between zones or sections of the downhole tubing string for different types of influx fluid. Consequently, the percentage of oil that can be extracted increases.
В пористых пластовых средах сопротивление потоку флюида линейно зависит от вязкости и скорости, как изложено в законе Дарси. Тем не менее, устройства регулирования притока могут быть выполнены с возможностью генерирования турбулентного струйного потока, который делает сопротивление потоку почти независимым от вязкости и пропорциональным плотности, умноженной на квадрат скорости потока (согласно уравнению Бернулли). В результате, если прорыв газа и/или воды происходит в заданной секции скважинной колонны насосно-компрессорных труб, поток в этой секции гидродинамически «запирается» соответствующим устройством регулирования притока с сопротивлением, пропорциональным квадрату скорости потока. Таким образом, отдельные устройства регулирования притока способны запирать флюиды с низкой вязкостью, такие как газ и/или вода, обеспечивая при этом более низкое сопротивление флюидам с более высокой вязкостью, таким как сырая нефть.In porous reservoir media, fluid flow resistance is a linear function of viscosity and velocity as outlined in Darcy's law. However, flow control devices can be configured to generate a turbulent jet stream that makes flow resistance almost independent of viscosity and proportional to density times the square of the flow rate (according to Bernoulli's equation). As a result, if a gas and/or water breakthrough occurs in a given section of the downhole tubing string, the flow in that section is hydrodynamically "locked" by an appropriate inflow control device with a resistance proportional to the square of the flow rate. Thus, individual flow control devices are able to lock in low viscosity fluids such as gas and/or water while providing lower resistance to higher viscosity fluids such as crude oil.
Варианты осуществления устройств регулирования притока, описанные в настоящем документе, предназначены для повышения и улучшения возможности регулирования притока нежелательных флюидов, например, газа и/или воды, чтобы, таким образом, продлить период эксплуатации скважины и повысить добычу нефти. Устройства регулирования притока могут быть выполнены с возможностью автономной работы и работы в течение длительных периодов времени без электропитания и без связи с поверхностью. Во многих применениях устройства регулирования притока имеют размеры, подходящие для кольцевого пространства между основной трубой и фильтром соответствующего узла фильтра.The inflow control embodiments described herein are intended to increase and improve the ability to control the influx of unwanted fluids such as gas and/or water, thereby extending the life of a well and increasing oil recovery. Influx control devices can be configured to operate autonomously and operate for long periods of time without power and without contact with the surface. In many applications, the inflow control devices are sized to fit the annulus between the main pipe and the filter of the respective filter assembly.
Как более подробно описано ниже, устройства регулирования притока могут быть «настроены» для обеспечения требуемых эффектов регулирования потока. Например, впускные каналы устройства регулирования притока могут быть выполнены с соответствующими формами, чтобы обеспечить повышенное сопротивление потоку в случае определенных многофазных флюидов. Такие устройства можно использовать для того, чтобы начать запирать приток газа и/или воды при меньших объемных долях нежелательного флюида во время притока многофазных смесей. As described in more detail below, flow control devices can be "tuned" to provide desired flow control effects. For example, the inlets of an inflow control device may be shaped to provide increased flow resistance for certain multi-phase fluids. Such devices can be used to start locking in gas and/or water at lower volume fractions of undesirable fluid during the inflow of multiphase mixtures.
В целом, как показано на фиг. 1, скважинная система 20 содержит ствол 22 скважины, имеющий наклонную секцию 24 ствола скважины, проходящую в пласт 26, содержащий углеводородные флюиды. В зависимости от применения ствол 22 скважины может содержать одну или более наклонных секций 24 ствола скважины, например, горизонтальные секции ствола скважины, которые могут быть обсажены или не обсажены. В показанном примере колонна 28 насосно-компрессорных труб размещена в забое ствола 22 скважины и содержит скважинное оборудование 30 для заканчивания скважины, размещенное в отклоненной, например, горизонтальной, секции 24 ствола скважины.In general, as shown in FIG. 1, the
Скважинное оборудование 30 для заканчивания скважины может быть выполнено с возможностью облегчения добычи скважинных флюидов и/или закачки флюидов. В качестве примера, скважинное оборудование 30 для заканчивания скважины может содержать по меньшей мере один узел 32 фильтра, например, множество узлов 32 фильтра. Каждый узел 32 фильтра может содержать песочный фильтр 34, через который флюид может поступать в соответствующий узел 32 фильтра для добычи с доставкой в подходящее место, например, место на поверхности. Например, флюиды углеводородной скважины могут протекать из пласта 26 в ствол 22 скважины и в узлы 32 фильтра через песчаные фильтры 34. В некоторых вариантах осуществления скважинное оборудование 30 для заканчивания скважины также может содержать множество пакеров 36, которые могут использоваться для изоляции секций или зон 38 вдоль ствола 22 скважины.The
В целом, как показано на фиг. 2, пример одного из узлов 32 фильтра включает песчаный фильтр 34, проходящий в продольном направлении от сплошной секции 40. Песчаный фильтр 34 и соответствующая сплошная секция 40 могут иметь кольцевую форму и располагаться вокруг основной трубы 42, создавая таким образом между ними кольцевое пространство 44. Песчаный фильтр 34 и сплошная секция 40 могут быть прикреплены к основной трубе 42 на концах крепления или с помощью других подходящих механизмов крепления для установки песчаного фильтра 34 и сплошной секции 40 вокруг основной трубы 42. Основная труба 42 может содержать секции, которые соединены между собой для формирования всего скважинного оборудования 30 для заканчивания скважины с множеством узлов 32 фильтра.In general, as shown in FIG. 2, an example of one of the
Устройство 46 регулирования притока может быть расположено вдоль основной трубы 42 на каждом узле 32 фильтра. Тем не менее, в зависимости от параметров заданной операции добычи или другой операции, связанной с работой в скважине, могут использоваться другие количества и компоновки устройств 46 регулирования притока. Например, каждое устройство 46 регулирования притока может сообщаться с каналом 48 основной трубы, проходящим во внутреннюю часть 50 основной трубы 42. Таким образом, устройство 46 регулирования притока может использоваться для регулирования потока между кольцевым пространством 44 и внутренней частью 50 основной трубы 42. В некоторых вариантах осуществления устройства 46 регулирования притока могут использоваться вдоль насосно-компрессорных труб для заканчивания без песчаных фильтров для аналогичного регулирования потока флюида во внутреннюю часть насосно-компрессорных труб для заканчивания.An
В соответствии с примером устройство 46 регулирования притока может быть установлено в кольцевом пространстве 44 и расположено таким образом, что флюид, протекающий в соответствующий узел 32 фильтра через песчаный фильтр 34, протекает через устройство 46 регулирования притока перед поступлением во внутреннюю часть 50 основной трубы 42. Флюид, поступающий во внутреннюю часть 50, может быть доставлен в требуемое место сбора.According to an example, an
В целом в соответствии с фиг. 3 схематичный пример устройства 46 регулирования притока показан в поперечном сечении. Кроме того, на фиг. 4 представлено схематичное изображение того же устройства 46 регулирования притока в осевом поперечном сечении. В соответствии с показанным вариантом осуществления устройство 46 регулирования притока содержит корпус 52, определяющий камеру 54, которая может иметь область 55 с уменьшающейся площадью поперечного сечения вдоль длины между первым концом 56 и вторым концом 58. В качестве примера, камера 54 может быть конической, например, иметь форму усеченного конуса с уменьшением площади поперечного сечения вдоль продольной оси 60, проходящей от первого конца 56 до второго конца 58.In general, in accordance with FIG. 3, a schematic example of an
Устройство 46 регулирования притока дополнительно содержит выпускное отверстие 62, расположенное на втором конце 58 камеры 54. Выпускное отверстие 62 гидравлически сообщается с каналом 48 основной трубы и, таким образом, с внутренней частью 50 основной трубы 42. Кроме того, устройство 46 регулирования притока содержит по меньшей мере один впускной канал 64, например, множество впускных каналов 64, расположенных на первом конце 56 камеры 54. В показанном примере два впускных канала 64 расположены рядом с первым концом 56.The
По меньшей мере один впускной канал 64 имеет размер поперечного сечения и выполнен с возможностью закачки потока флюида, например, струи флюида, в камеру 54 на первом конце 56, когда флюид течет через впускной канал 64 в камеру 54. Каждый впускной канал 64 выполнен с возможностью закачки флюида в камеру 54 таким образом, что внутри камеры 54 создается поток флюида, который вращается и перемещается в направлении вдоль длины камеры 54 к выпускному отверстию 62, как обозначено стрелками 66. В качестве примера, выпускное отверстие 62 может быть ориентировано по одной линии с осью 60, так что флюид, выпускаемый через выпускное отверстие 62 в направлении стрелки 68, перемещается в канал 48 основной трубы, а затем во внутреннюю часть 50 основной трубы.At least one
Тем не менее, впускной канал(-ы) 64 может быть ориентирован в поперечном направлении относительно оси 60, как показано, чтобы облегчить вращательное и поступательное движение флюида, обозначенное стрелками 66. Кроме того, впускные каналы 64 могут быть смещены относительно оси 60 и относительно друг друга, как показано. Расположение со смещением впускных каналов 64 дополнительно облегчает инициирование вращательного движения флюида, когда флюид перемещается вдоль камеры 54.However, inlet(s) 64 may be oriented transversely with respect to
Для достижения требуемых эффектов в отношении сопротивления потоку определенных типов флюидов, протекающих через устройство 46 регулирования притока, формы впускных каналов 64 могут быть «настроены» таким образом, чтобы ограничивать приток определенных флюидов, например, многофазных флюидов, имеющих заданную долю/процентное содержание газа и/или воды. Например, каждый впускной канал 64 может иметь форму в соответствии с контуром 69, имеющим увеличивающуюся площадь поперечного сечения в направлении потока флюида.To achieve the desired effects in terms of resistance to flow of certain types of fluids flowing through the
С дополнительной ссылкой на фиг. 5 показан вариант осуществления устройства 46 регулирования притока, в котором каждый впускной канал 64 имеет размер поперечного сечения, который увеличивается при перемещении от впускного отверстия 68 к выпускному отверстию 70 впускного канала 64. Например, контур 69 впускного канала 64 может быть сформирован в коническую форму с расширяющейся площадью поперечного сечения при перемещении от впускного отверстия 68 к выпускному отверстию 70. Расширение площади поперечного сечения особенно полезно для ограничения притока многофазных смесей флюидов, содержащих фазу низкой плотности, например, газ и/или воду.With additional reference to FIG. 5 shows an embodiment of an
Что касается многофазных смесей, таким смесям присуще значительное поверхностное натяжение в скважинных условиях, и в первичной фазе в них образуются капли или пузырьки вторичной фазы. Образование капель/пузырьков приводит к разделению фаз во вращающихся потоках в камере 54. Разделение фаз эффективно повышает коэффициент расхода смеси по сравнению с характеристиками однородного потока. Коэффициент расхода можно получить с помощью следующего уравнения: With regard to multiphase mixtures, such mixtures have significant surface tension in downhole conditions, and droplets or bubbles of the secondary phase are formed in the primary phase. The formation of droplets/bubbles results in phase separation in the rotating streams in
, (1) , (one)
где Q - объемный расход; А - площадь поперечного сечения; ρmix - плотность смеси; а Δp - падение давления.where Q is the volume flow; A - cross-sectional area; ρ mix is the density of the mixture; and Δp is the pressure drop.
Плотность многофазного потока в настоящем уравнении (1) представляет плотность однородной смеси: The multiphase flow density in this equation (1) represents the density of a homogeneous mixture:
. (2) . (2)
В последнем уравнении αo, αw и αg представляют собой объемные доли соответственно свободных нефтяной, водной и газовой фаз; ρo - плотность свободного масла; ρw - плотность воды; ρg - плотность газовых фаз. За счет формирования впускных каналов 64 с увеличивающейся площадью поперечного сечения флюид становится более однородным внутри устройства 46 регулирования притока.In the last equation, α o , α w and α g are the volume fractions of the free oil, water and gas phases, respectively; ρ o - density of free oil; ρ w is the density of water; ρ g - density of gas phases. By forming the
В соответствии с вариантом осуществления используют пару впускных каналов 64, и каждый впускной канал 64 может быть выполнен в виде конического диффузора 72 с расширяющейся площадью поперечного сечения. Кроме того, впускные каналы 64 ориентированы в направлениях, противоположных друг другу, с заданным смещением относительно друг друга на противоположных сторонах оси 60, как показано на фиг. 5. Смещение помогает обеспечить завихряющийся поток в камере 54 при поступлении многофазного флюида через впускные каналы 64. Завихряющийся поток внутри устройства 46 регулирования притока отделяет жидкость и образует жидкую пленку вдоль стенок камеры 54. Затем жидкая пленка повторно захватывается поступающим многофазным флюидом, протекающим через конические диффузоры 72 впускных каналов 64, таким образом делая смесь эффективно более тяжелой. В результате этого в случае газовых смесей создается более высокая потеря давления, и в случае таких многофазных смесей достигается требуемое ограничение потока. In accordance with an embodiment, a pair of
Как графически показано на фиг. 6, конические диффузоры 72 начинают реагировать на наличие газа и/или воды при низких объемных долях нежелательного флюида (UFVF), и они сохраняют это преимущество вплоть до UFVF, равного приблизительно 1 (см. линию 74 графика). Для сравнения, график на фиг. 6 также содержит линию 76 графика, которая показывает пример коэффициента Cd, когда поток флюида движется по впускным каналам, которые имеют цилиндрическую форму, а не показанные расширяющиеся конические формы. Пример устройств регулирования притока, в которых используются цилиндрические впускные отверстия, можно найти в родственной заявке на патент США 2016/0160616 А1, содержание которой полностью включено в настоящий документ посредством ссылки. Для дальнейшего сравнения, использование простых отверстий вместо впускных каналов 64 привело бы к относительно постоянному Cd, составляющему приблизительно 1,0. Следует отметить, что конические диффузоры 72/впускные каналы 64 также предназначены для ограничения притока флюида с процентным содержанием воды, например, высокой обводненностью.As shown graphically in FIG. 6, the
Как дополнительно показано на графике на фиг. 7, противоположные смещенные конические диффузоры 72 впускных каналов 64 делают более постепенным уменьшение плотности смеси с ростом объемной доли газа (GVF), т. е. поток является более однородным (см. линию 78 графика). Для сравнения, график на фиг. 7 также содержит линию 80 графика, которая показывает пример изменений плотности смеси, когда поток флюида движется по впускным каналам, которые имеют цилиндрическую форму, а не показанные расширяющиеся конические формы. Аналогичная тенденция наблюдается в отношении вязкости смеси.As further shown in the graph in FIG. 7, the opposing offset
Следует отметить, что контуры и формы впускных каналов 64 можно регулировать для достижения различных эффектов в отношении регулирования притока нежелательных флюидов. В целом в соответствии с фиг. 8, например, показан вариант осуществления, в котором во впускном отверстии 68 каждого впускного канала 64 предусмотрен закругленный край 82. Было обнаружено, что острые края впускного отверстия могут создавать так называемый эффект «местного сужения потока», который в некоторых случаях может снизить производительность устройства.It should be noted that the contours and shapes of the
В показанном варианте осуществления закругленный край 82 впускного отверстия 68 объединен с коническим диффузором 72 для образования впускного канала 64 типа Вентури. Другими словами, каждый впускной канал 64 выполнен таким образом, что имеет площадь поперечного сечения, которая сначала постепенно уменьшается, а затем увеличивается в направлении потока флюида. Закругленные края 82 создают контур 69, который постепенно направляет протекающий флюид в уменьшенную площадь поперечного сечения до того, как площадь поперечного сечения увеличится, когда флюид протекает вдоль части конического диффузора 72 впускного канала 64. Использование закругленных краев 82 в сочетании с коническими диффузорами 72 помогает устройству 46 регулирования притока сопротивляться как потоку многофазных флюидов, когда доля или процентное содержание газа (или воды) поднимается выше заданного уровня, так и потоку нежелательного однофазного флюида, например, газа и/или воды.In the illustrated embodiment, the
Во многих скважинных эксплуатационных применениях скважинное оборудование для заканчивания скважины вызывает прорыв нежелательного флюида в виде многофазной смеси, протекающей через устройство, с фазами, которые имеют тенденцию к разделению. Использование противоположных конических диффузоров 72 вдоль впускных каналов 64 для создания противоположных впускных струй с небольшим смещением хорошо срабатывает в случае ограничения притока нежелательных многофазных смесей. По сути, конические диффузоры 72 гомогенизируют смесь флюидов внутри устройства 46 регулирования притока путем повторной закачки разделенных фаз обратно в смесь.In many downhole production applications, downhole completion equipment causes unwanted fluid breakthrough in the form of a multi-phase mixture flowing through the tool, with phases that tend to separate. The use of opposing
Как обсуждалось выше со ссылкой на фиг. 6, конические диффузоры 72 позволяют устройству 46 регулирования притока начать реагировать на наличие газа и/или воды на ранних этапах прорыва, когда доля газа относительно мала. Устройство 46 регулирования притока способно поддерживать это сопротивление притоку газа и/или воды, когда процентное содержание газа увеличивается почти до 100%, как показано значением 1 на горизонтальной оси графика на фиг. 6. Впускные края 82 могут использоваться для обеспечения эффективного сопротивления газу и/или воде, когда содержание газа и/или воды высокое, например, когда смесь флюида представляет собой одну фазу или приближается к одной фазе. Во многих применениях по добыче нефти очень желательна возможность автоматического запирания газа и/или воды при более низких значениях UFVF.As discussed above with reference to FIG. 6, the
Следует отметить, что контур расширяющейся площади поперечного сечения каждого впускного канала 64 можно регулировать для обеспечения требуемых эффектов в зависимости от типов нежелательных флюидов и скважинных условий для заданной операции. Впускные каналы 64 каждого устройства 46 регулирования притока можно регулировать, чтобы содействовать регулированию добычи воды и/или газа. Аналогично, размер и форму камеры 54 можно регулировать в зависимости от параметров заданной операции.It should be noted that the contour of the expanding cross-sectional area of each
Форма, размер и контур впускных каналов 64 также могут быть выбраны для ограничения потока нежелательных флюидов на основании различных свойств флюидов или комбинаций свойств флюидов. Примеры таких свойств флюидов включают вязкость, плотность, скорость потока или другие свойства приточного флюида. Тип флюида, который является желательным или нежелательным, также можно изменять в зависимости от параметров заданной скважинной операции. Конфигурацию устройств 46 регулирования притока можно соответственно регулировать. The shape, size, and contour of the
Несмотря на то, что выше подробно описаны несколько вариантов осуществления настоящего изобретения, специалисты в данной области техники легко поймут, что возможно множество модификаций без существенного отступления от идей настоящего изобретения. Соответственно, такие модификации входят в объем настоящего изобретения, определенный в формуле изобретения.While several embodiments of the present invention have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible without substantially departing from the teachings of the present invention. Accordingly, such modifications are within the scope of the present invention as defined in the claims.
Claims (24)
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201762599996P | 2017-12-18 | 2017-12-18 | |
US62/599,996 | 2017-12-18 | ||
PCT/US2018/065928 WO2019125993A1 (en) | 2017-12-18 | 2018-12-17 | Autonomous inflow control device |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2020123707A RU2020123707A (en) | 2022-01-20 |
RU2020123707A3 RU2020123707A3 (en) | 2022-01-20 |
RU2781604C2 true RU2781604C2 (en) | 2022-10-14 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU98469U1 (en) * | 2010-07-12 | 2010-10-20 | Рафагат Габделвалиевич Габдуллин | DEVICE FOR REGULATING LIQUID TAKE-OFF IN A WELL OPERATION PROCESS |
US20120145385A1 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Fluid Flow Control System and Method Having Direction Dependent Flow Resistance |
CN103806881A (en) * | 2014-02-19 | 2014-05-21 | 东北石油大学 | Branched flow channel type self-adaptation inflow control device |
US20140246206A1 (en) * | 2012-12-20 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational motion-inducing flow control devices and methods of use |
US20160160616A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
US20160215598A1 (en) * | 2013-07-25 | 2016-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control assemblies, systems, and methods |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU98469U1 (en) * | 2010-07-12 | 2010-10-20 | Рафагат Габделвалиевич Габдуллин | DEVICE FOR REGULATING LIQUID TAKE-OFF IN A WELL OPERATION PROCESS |
US20120145385A1 (en) * | 2010-12-13 | 2012-06-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole Fluid Flow Control System and Method Having Direction Dependent Flow Resistance |
US20140246206A1 (en) * | 2012-12-20 | 2014-09-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Rotational motion-inducing flow control devices and methods of use |
US20160215598A1 (en) * | 2013-07-25 | 2016-07-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Adjustable flow control assemblies, systems, and methods |
CN103806881A (en) * | 2014-02-19 | 2014-05-21 | 东北石油大学 | Branched flow channel type self-adaptation inflow control device |
US20160160616A1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-06-09 | Schlumberger Technology Corporation | Inflow control device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2871354C (en) | Method and apparatus for controlling the flow of fluids into wellbore tubulars | |
CA2700320C (en) | Flow restriction device | |
US9896906B2 (en) | Autonomous flow control system and methodology | |
US20150060084A1 (en) | Autonomous flow control system and methodology | |
US20110079396A1 (en) | Method of Making a Flow Control Device That Reduces Flow of the Fluid When a Selected Property of the Fluid is in Selected Range | |
US9291032B2 (en) | Autonomous fluid control device having a reciprocating valve for downhole fluid selection | |
AU2021203033B2 (en) | Apparatus and method for regulating flow from a geological formation | |
RU2355871C2 (en) | Case of down hole tool with erosion-resistant opening for down hole valve or flow regulator (versions) | |
NZ527492A (en) | Gas lift valve with central body venturi for controlling the flow of injection gas in oil wells producing by continuous gas lift | |
RU2781604C2 (en) | System and method for control of borehole fluid inflow, as well as system for control of fluid flow | |
US11371325B2 (en) | Autonomous inflow control device | |
US11280168B2 (en) | Method and apparatus for inflow control with vortex generation | |
WO2017053335A1 (en) | System and methodology utilizing inflow control device assembly | |
US7992637B2 (en) | Reverse flow in-flow control device | |
US10260321B2 (en) | Inflow control device for polymer injection in horizontal wells | |
RU2065027C1 (en) | Method for operation of oil wells of small discharge and device for implementing the same | |
RU2065028C1 (en) | Method for operating wells and device for implementing the same | |
EA042421B1 (en) | FLOW REGULATOR AND CORRESPONDING METHOD | |
Elichev et al. | Application of transient multiphase models in onshore oil production |