RU95026U1

RU95026U1 - RING LIMITER OF LIQUID, GAS OR GAS-LIQUID MIXTURE IN A WELL

Info

Publication number: RU95026U1
Application number: RU2010104976/22U
Authority: RU
Inventors: Андрей Владимирович Шишов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС"
Priority date: 2010-02-15
Filing date: 2010-02-15
Publication date: 2010-06-10

Abstract

1. Кольцевой ограничитель потока жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине, отличающийся тем, что он содержит, по меньшей мере, один фрагмент ограничения потока, входная часть которого содержит, по меньшей мере, один входной канал, выходной участок ограничительного фрагмента выполнен с дискретно увеличивающейся площадью проходного сечения и содержит, по меньшей мере, одну ступень с двумя выходами, между входным и выходным участками расположена горловина ограничительного фрагмента. ! 2. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что при использовании во входном участке фрагмента более одного канала все используемые каналы соединены между собой со стороны, противоположной входу. ! 3. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что он содержит, по меньшей мере, две и более последовательно установленные дискретные ступени расширения потока. ! 4. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что каналы ступени расширения потока относительно продольной оси ограничительного устройства расположены под произвольным углом. ! 5. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что стенки каналов выполнены сходящимися или расходящимися. ! 6. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что горловина ограничительного фрагмента выполнена без использования боковой подачи потока. ! 7. Ограничитель по п.1, отличающийся тем, что горловина ограничительного фрагмента выполнена, по меньшей мере, с одним боковым входом потока. ! 8. Ограничитель по п.6, отличающийся тем, что канал бокового входа потока расположен со стороны выхода ограничительного устройства. ! 9. Ограничитель по п.6, отличающийся тем, что канал бокового потока входит, по меньшей мере, в одну горло� 1. An annular flow restrictor of a liquid, gas or gas-liquid mixture in a well, characterized in that it contains at least one fragment of the flow restriction, the inlet of which contains at least one inlet channel, the output portion of the restriction fragment is made discretely increasing area of the passage section and contains at least one step with two exits, between the inlet and outlet sections there is a neck of the restrictive fragment. ! 2. The limiter according to claim 1, characterized in that when using a fragment of more than one channel in the input section, all channels used are interconnected from the side opposite to the input. ! 3. The limiter according to claim 1, characterized in that it contains at least two or more sequentially installed discrete stages of flow expansion. ! 4. The limiter according to claim 1, characterized in that the channels of the stage of expansion of the flow relative to the longitudinal axis of the restriction device are located at an arbitrary angle. ! 5. The limiter according to claim 1, characterized in that the channel walls are made converging or diverging. ! 6. The limiter according to claim 1, characterized in that the neck of the restrictive fragment is made without the use of side flow. ! 7. The limiter according to claim 1, characterized in that the neck of the restrictive fragment is made with at least one side inlet of the flow. ! 8. The restrictor according to claim 6, characterized in that the lateral flow inlet channel is located on the output side of the restriction device. ! 9. The restrictor according to claim 6, characterized in that the side stream channel enters at least one throat�

Description

Техническое решение относится к области добычи углеводородов, а именно к области добычи газожидкостной смеси углеводородов, и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин.The technical solution relates to the field of hydrocarbon production, namely to the field of production of a gas-liquid mixture of hydrocarbons, and can be used in the operation of production wells.

В известных устройствах для обеспечения равномерной раздачи рабочей среды в пласт выполнены два канала ее подвода - внутренний и внешний по кольцевому зазору. На входе в кольцевой зазор установлены сопловые ограничители, выполненные из керамического материала. Задача этих ограничителей состоит в существенном (несколько десятых долей МПа) понижении давления за ними. Это достигается за счет больших скоростей потока (примерно 50-100 м/с) непосредственно в тракте течения керамической вставки.In the known devices to ensure uniform distribution of the working medium into the reservoir, two channels of its supply are made - internal and external along the annular gap. At the entrance to the annular gap nozzle stops are made of ceramic material. The task of these limiters is to significantly (several tenths of a MPa) lower the pressure behind them. This is achieved due to high flow velocities (approximately 50-100 m / s) directly in the flow path of the ceramic insert.

Однако известные устройства (дроссели) не позволяют избежать прорыва природного газа в из нефтегазоносного пласта в собирающую или общую трубу.However, the known devices (chokes) do not allow to escape the breakthrough of natural gas from the oil and gas layer into the collecting or common pipe.

Для предотвращения прорыва газа из нефтеносного пласта в скважину было предложено использовать (RU, патент 2196892) систему для добычи жидкостей из пласта у забоя скважины через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, содержащую забойный инжектор, обеспечивающий прохождение пластовых флюидов через инжектор в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб и предотвращающий прохождение газов через инжектор, расположенный над забойным инжектором пакер для герметизации кольцевого пространства скважины в радиальном направлении от эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб, вентиляционную трубу, герметично проходящую вверх через пакер таким образом, что газы проходят через вентиляционную трубу в кольцевое пространство над пакером, и одно или более сквозных отверстий, сообщающих кольцевое пространство над пакером с эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб над пакером с обеспечением прохождения флюида. Система также может содержать смещенный обратный клапан, расположенный вдоль вентиляционной трубы, так что давление газа ниже пакера поддерживает требуемый уровень жидкости в кольцевом пространстве над пакером, а также обратный клапан, расположенный вдоль эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб ниже одного или более сквозных отверстий, для предотвращения возврата в инжектор флюида, прошедшего через обратный клапан. Кроме того, система может дополнительно содержать одну или более выкидных линий, сообщающихся для прохождения флюида с эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб в месте расположения выше обратного клапана так, что флюид проходит через обратный клапан и выходит из выпускного отверстия в выкидную линию в месте расположения выше одного или более сквозных отверстий и флюид возвращается из кольцевого пространства в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб через одно или более сквозных отверстий в месте расположения ниже выпускного отверстия выкидной линии. Предпочтительно обратный клапан расположен ниже пакера и внутри забойного инжектора.To prevent gas breakthrough from the oil reservoir into the well, it was proposed to use (RU, patent 2196892) a system for extracting fluids from the reservoir at the bottom of the well through the production string of the tubing containing a bottomhole injector that allows formation fluids to pass through the injector into the production string of the pump compressor pipes and preventing the passage of gases through the injector located above the bottomhole injector packer for sealing the annular space of the well in the radial direction occurrence from the production tubing string, a ventilation pipe that seals upward through the packer so that gases pass through the ventilation pipe into the annular space above the packer, and one or more through holes communicating the annular space above the packer with the tubing pipes above the packer to allow fluid to flow. The system may also include a biased check valve located along the vent pipe, so that the gas pressure below the packer maintains the required liquid level in the annular space above the packer, as well as a check valve located along the production string of the tubing below one or more through holes, for preventing the return of fluid through the check valve to the injector. In addition, the system may further comprise one or more flow lines communicating with the production string of the tubing at a location above the check valve so that the fluid passes through the check valve and exits the outlet to the flow line at a location above one or more through holes and fluid is returned from the annulus to the production tubing string through one or more through holes at the location below the outlet of the flow line. Preferably, a check valve is located below the packer and inside the downhole injector.

Недостатком известной системы следует признать ее сложность, невысокую эффективность, высокую металлоемкость и, следовательно, значительную массу.A disadvantage of the known system should be recognized as its complexity, low efficiency, high metal consumption and, therefore, a significant mass.

Также было предложено использовать для прорыва газа из нефтеносного пласта в скважину (RU, патент 2196892) систему добычи жидкостей из пласта у забоя скважины через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб, содержащую верхний горизонтальный ствол, отходящий от практически вертикального ствола скважины в газовую шапку пласта, нижний горизонтальный ствол, отходящий от практически вертикального ствола скважины в пласт, несущий жидкость, забойный инжектор практически вертикального ствола скважины для пропускания пластовых флюидов через инжектор и в эксплуатационную колону насосно-компрессорных труб при предотвращении прохождения газов через инжектор, пакер, расположенный в практически вертикальном стволе скважины над забойным инжектором и выше газовой шапки пласта для изоляции скважинного кольцевого пространства в радиальном направлении от эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб так, что газы, не пропускаемые в эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб через инжектор, остаются в забое скважины за счет пакера для прохождения через верхний горизонтальный ствол, что способствует добыче пластовых флюидов из нижнего горизонтального ствола. Система может дополнительно содержать жидкостную линию нагнетания, проходящую от поверхности и герметично через пакер для нагнетания выбранного закачиваемого газа ниже пакера и через верхний горизонтальный ствол для усиления газовой шапки, а также одно или более сквозных отверстий, устанавливающих сообщение для прохождения флюида между кольцевым пространством над пакером и эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб над пакером для поддержания уровня жидкости в кольцевом пространстве над пакером.It was also proposed to use a system for extracting fluids from the reservoir at the bottom of the well through the production casing of tubing for the breakthrough of gas from the oil reservoir into the well (RU, Patent 2196892), containing a horizontal top barrel extending from a practically vertical well bore into the gas cap of the reservoir, a lower horizontal wellbore extending from an almost vertical wellbore into a reservoir carrying fluid; a downhole injector of an almost vertical wellbore for transmitting formation fluids through the injector and into the production string of the tubing while preventing the passage of gases through the injector, a packer located in a substantially vertical wellbore above the bottomhole injector and above the gas cap of the formation to radially isolate the borehole annulus from the production string of the tubing so that gases that are not passed into the production string of tubing through the injector remain in the bottom of the well due to the packer for passing through horizontal horizontal trunk, which contributes to the production of reservoir fluids from the lower horizontal trunk. The system may further comprise a liquid discharge line extending from the surface and hermetically through the packer to pump the selected injected gas below the packer and through the upper horizontal barrel to strengthen the gas cap, as well as one or more through holes that establish a message for the fluid to pass between the annular space above the packer and a production tubing string above the packer to maintain the liquid level in the annular space above the packer.

Выше указанные недостатки известных систем, предотвращающих прорыв газа из нефтеносного пласта в скважину, привели к необходимости создания устройства - ограничителя, выполняющего указанную функцию предотвращения.The above-mentioned disadvantages of the known systems preventing the breakthrough of gas from the oil reservoir into the well, have led to the need to create a device-limiter that performs the specified prevention function.

Ограничитель предполагается устанавливать сразу за дросселем по ходу потока жидкости. Задача ограничителя состоит в уменьшении расхода газа при его возможном прорыве из нефтеносного пласта в собирающую или общую трубу, где накапливается нефть, откуда ее насосами подают наверх.The limiter is supposed to be installed immediately after the throttle along the fluid flow. The task of the limiter is to reduce the gas flow during its possible breakthrough from the oil reservoir into the collecting or common pipe, where oil accumulates, from where it is pumped up.

В ходе проведения патентного поиска не выявлено устройств, которые могут быть использованы в качестве аналога разработанного устройства.During the patent search, no devices were identified that could be used as an analogue of the developed device.

Техническая задача, решаемая посредством применения разработанного устройства, состоит в уменьшении последствий прорыва газа из нефтедобывающего пласта в скважину.The technical problem solved by using the developed device is to reduce the consequences of a gas breakthrough from the oil reservoir into the well.

Технический результат, получаемый при реализации разработанного устройства, состоит в повышении эффективности предотвращения прорыва газа из нефтесодержащего пласта в скважину при одновременном упрощении конструкции и способа его применения.The technical result obtained by the implementation of the developed device is to increase the efficiency of preventing gas breakthrough from the oil-containing formation into the well while simplifying the design and method of its application.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать ограничитель жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине. Разработанный кольцевой ограничитель потока жидкости, газа или газожидкостной смеси в скважине содержит, по меньшей мере, один фрагмент ограничения потока, входная часть которого содержит, по меньшей мере, один входной канал, выходной участок ограничительного фрагмента выполнен с дискретно увеличивающейся площадью проходного сечения и содержит, по меньшей мере, одну ступень с двумя выходами, между входным и выходным участками расположена горловина ограничительного фрагмента. В состав разработанного ограничителя могут входить два и более указанных фрагмента, подключенных последовательно. При использовании во входном участке фрагмента более одного канала все используемые каналы предпочтительно соединены между собой со стороны, противоположной входу. Соединение может быть выполнено, в частности, в виде общего канала, к которому подключены все входные каналы. В некоторых вариантах реализации ограничитель может содержать, по меньшей мере, две и более последовательно установленные дискретные ступени расширения потока. Каналы ступени расширения потока относительно продольной оси ограничительного устройства могут быть расположены под произвольным углом. Также стенки каналов могут быть выполнены сходящимися или расходящимися. Горловина ограничительного фрагмента может быть выполнена без использования боковой подачи потока, а также с, по меньшей мере, одним боковым входом потока. Канал бокового входа потока может быть расположен со стороны выхода ограничительного устройства и входить, по меньшей мере, в одну горловину ограничительных фрагментов. Кромки канала при сопряжении горловины и бокового входа потока могут быть выполнены острыми или скругленными. Отношение площадей проходного сечения горловины и канала бокового потока выполнено произвольным.To achieve the technical result, it is proposed to use a fluid, gas or gas-liquid mixture limiter in the well. The developed annular flow restrictor of a liquid, gas or gas-liquid mixture in a well contains at least one flow restriction fragment, the inlet of which contains at least one inlet channel, the outlet portion of the restriction fragment is made with a discretely increasing passage area and contains, at least one step with two exits, between the inlet and outlet sections is the neck of the restrictive fragment. The developed limiter may include two or more of these fragments connected in series. When using a fragment of more than one channel in the input section, all channels used are preferably interconnected from the side opposite to the entrance. The connection can be made, in particular, in the form of a common channel to which all input channels are connected. In some embodiments, the restrictor may include at least two or more sequentially installed discrete stages of expansion of the stream. The channels of the stage of expansion of the flow relative to the longitudinal axis of the restriction device can be located at an arbitrary angle. Also, the walls of the channels can be made convergent or diverging. The neck of the restriction fragment can be made without using a lateral flow inlet, as well as with at least one side inlet of the flow. The lateral flow inlet channel may be located on the output side of the restriction device and enter at least one neck of the restriction fragments. The edges of the channel when pairing the neck and the lateral flow inlet can be made sharp or rounded. The ratio of the areas of the orifice of the throat and the side stream channel is arbitrary.

Количество (фрагментов и ступеней зависит от условий эксплуатации и устройства.Quantity (fragments and steps depends on the operating conditions and device.

Ограничивать прорыв газа из нефтесодержащего пласта в скважину можно тремя способами: уменьшением площади проходного сечения, большим гидравлическим сопротивлением и введением в проточную часть устройства дополнительного расхода, к примеру, со стороны выхода. Наилучшие результаты по ограничению потока получаются тогда, когда все три выше перечисленных фактора действуют одновременно. При этом устройство не перекрывает расход среды, а лишь ограничивает его значение на определенном уровне. Принимая это во внимание можно техническими мерами предотвратить выход из строя всей конструкции в целом. Разработанная конструкция ограничителя отвечает этим условиям.There are three ways to limit the breakthrough of gas from an oil-containing formation into the well: by reducing the area of the flow cross-section, by large hydraulic resistance, and by introducing an additional flow rate into the flow part of the device, for example, from the outlet side. The best flow restriction results are obtained when all three of the above factors act simultaneously. Moreover, the device does not block the flow rate of the medium, but only limits its value at a certain level. Taking this into account, it is possible by technical measures to prevent the failure of the entire structure as a whole. The designed limiter design meets these conditions.

Расход через ограничитель определяется площадью проходного сечения горловины и скоростью потока в ней. В горловине реализуется наибольшая скорость из-за минимального проходного сечения. При этом величина статического давления среды в горловине может оказаться ниже, чем на выходе из ограничительного устройства. Поэтому возможно реализовать ток среды с выхода в горловину ограничителя (поток идет из области большего в область меньшего давления).The flow through the restrictor is determined by the area of the orifice of the neck and the flow rate in it. In the neck, the highest speed is realized due to the minimum flow area. The value of the static pressure of the medium in the neck may be lower than at the outlet of the restriction device. Therefore, it is possible to realize a medium current from the outlet to the throat of the restrictor (the flow goes from the larger to the lower pressure region).

При входе в горловину этот возвратный ток частично отжимает основной поток среды. Тем самым получается не только геометрическое, но и дополнительное гидродинамическое пережатие проходного сечения горловины, что приводит к увеличению общего гидравлического сопротивления устройства и, как следствие, уменьшению расхода среды через ограничитель в целом.At the entrance to the neck, this return current partially squeezes the main flow of the medium. This results in not only geometric, but also additional hydrodynamic clamping of the throat of the throat, which leads to an increase in the total hydraulic resistance of the device and, as a consequence, to a decrease in the flow rate of the medium through the limiter as a whole.

Разработанное техническое решение проиллюстрировано на фиг.1, 2 и 3, где приведены соответственно вид устройства в разрезе и виды устройства без корпуса. Устройство содержит корпус 1, тело ограничителя 2, каналы ограничителя 3, отверстия 4 и отводящую трубу 5.The developed technical solution is illustrated in figures 1, 2 and 3, which respectively show a sectional view of the device and device types without a case. The device comprises a housing 1, a body of the restrictor 2, channels of the restrictor 3, holes 4 and a discharge pipe 5.

Разработанное устройство работает следующим образом. Поток жидкости, газа или смеси подходит к устройству по кольцевому каналу, образованному отводящей трубой 5 и корпусом устройства. Далее через сеть каналов ограничителя 2 и отверстия 4 попадает в отводящую трубу 5.The developed device operates as follows. The flow of liquid, gas or mixture approaches the device through an annular channel formed by a discharge pipe 5 and the housing of the device. Then, through the network of channels of the limiter 2 and the hole 4, it enters the outlet pipe 5.

Использование ограничителя разработанной конструкции позволяет без усложнения промыслового оборудования, опущенного в скважину, практически полностью избежать последствий прорыва газа из нефтесодержащего пласта в скважину.Using the limiter of the developed design allows, without complicating the production equipment lowered into the well, to almost completely avoid the consequences of a gas breakthrough from the oil-containing formation into the well.

Claims

1. An annular flow restrictor of a liquid, gas or gas-liquid mixture in a well, characterized in that it contains at least one fragment of the flow restriction, the inlet of which contains at least one inlet channel, the output portion of the restriction fragment is made discretely increasing area of the passage section and contains at least one step with two exits, between the inlet and outlet sections there is a neck of the restrictive fragment.

2. The limiter according to claim 1, characterized in that when using a fragment of more than one channel in the input section, all channels used are interconnected from the side opposite to the input.

3. The limiter according to claim 1, characterized in that it contains at least two or more sequentially installed discrete stages of flow expansion.

4. The limiter according to claim 1, characterized in that the channels of the stage of expansion of the flow relative to the longitudinal axis of the restriction device are located at an arbitrary angle.

5. The limiter according to claim 1, characterized in that the channel walls are made converging or diverging.

6. The limiter according to claim 1, characterized in that the neck of the restrictive fragment is made without the use of side flow.

7. The limiter according to claim 1, characterized in that the neck of the restrictive fragment is made with at least one side inlet of the flow.

8. The restrictor according to claim 6, characterized in that the lateral flow inlet channel is located on the output side of the restriction device.

9. The limiter according to claim 6, characterized in that the side stream channel enters at least one neck of the restrictive fragments.

10. The limiter according to claim 1, characterized in that the edges of the channel when pairing the neck and the lateral flow inlet are made sharp or rounded.

11. The limiter according to claim 1, characterized in that the ratio of the areas of the passage through the neck and the side stream channel is arbitrary.