[go: up one dir, main page]

NO20111176A1 - Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon - Google Patents

Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon Download PDF

Info

Publication number
NO20111176A1
NO20111176A1 NO20111176A NO20111176A NO20111176A1 NO 20111176 A1 NO20111176 A1 NO 20111176A1 NO 20111176 A NO20111176 A NO 20111176A NO 20111176 A NO20111176 A NO 20111176A NO 20111176 A1 NO20111176 A1 NO 20111176A1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
pipe
pump
motor
production pipe
production
Prior art date
Application number
NO20111176A
Other languages
English (en)
Inventor
Philip Head
Original Assignee
Artificial Lift Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Artificial Lift Co Ltd filed Critical Artificial Lift Co Ltd
Publication of NO20111176A1 publication Critical patent/NO20111176A1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/10Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
    • E21B17/1078Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/128Adaptation of pump systems with down-hole electric drives

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

En elektrisk neddykkbar pumpeanordning (ESP) (21,120) plasseres i et produksjonsrør (20,100) i et borehull, slik at motoren (26,41,121) i ESPen holdes i en avstand relativt innerveggen i produksjonsrøret, hvorved det dannes et løp (36, 111) hvorigjennom det pumpede brønnfluidet kan strømme fora kjøle motoren. Produksjonsrøret kan ha en del (25, 76,101) med en større diameter, hvor motoren er plassert. Alternativt eller i tillegg kan ESP'en og/eller produksjonsrøret være forsynt med stabiliserende avstandselementer (24, 45,140,141) som strekker seg mellom ESP'n og røret, for derved å sentralisere ESP'en i røret, og avstøtte den med hensyn til vibrasjonsbevegelser. Avstandselementene danner et ringformet løp (36, 111) mellom motorhuset og produksjonsrøret.

Description

Oppfinnelsen vedrører systemer for produksjon av brønnfluider, eksempelvis olje og gass, fra borehull, og vedrører også produksjonsrør og elektriske neddykkbare pumpeanordninger for plassering i borehull.
En elektrisk neddykkbar pumpeanordning (heretter betegnet som en ESP) plasseres i oljebrønner og andre borehull for transport av fluid til overflaten, og innbefatter en pumpe, eksempelvis en impeller eller et annet element som virker på brønnfluidet, og er koblet til en elektromotor som driver den. (Fagpersoner vil forstå at "en pumpe" og "en elektrisk motor" kan innbefatte en serie av pumper eller en serie av elektromotorer som samvirker for på den måten å øke ESP-kraften).
Produksjonsrør kan enten være sammensatt av rørlengder eller være i fonn av et kontinuerlig kveilrør, som senkes i borehullet, for derved å tilveiebringe et løp hvorigjennom brønnfluid kan pumpes til overflaten. Når produksjonsrøret er på plass i borehullet, kan ESP'en senkes i produksjonsrøret ved hjelp av en fleksibel kabel til en plasseringsstilling, typisk nær rørets nedre ende, og blir så avtettet mot veggen i røret ved hjelp av en pakning, slik at pumpeutløpet vil ha fluidforbindelse med den øvre delen av røret, som brukes for å lede brønnfluidet til overflaten. Hensiktsmessig kan den fleksible kabelen innbefatte en elektrisk ledning for tilføring av energi til motoren. Alternativt kan kabelen innbefatte et kveilrør, som kan brukes for å føre brønnfluidet til overflaten. I sistnevnte tilfelle kan ESP'en helt enkelt henge i produksjonsrøret uten en pakning.
Et arrangement av denne generelle typen beskrives eksempelvis i US 2007/0289747 Al.
Motoren til ESP'en utvikler varme i bruk, og kan, avhengig av pumpeenergien, kreve kjøling for å sikre at isoleringer og smøringer i motoren ikke nedbrytes som følge av for stor varmeutvikling, med skade på motoren.
For lave energier kan det statiske, omgivende brønnfluidet brukes for å fjerne varme fra motoren. Når imidlertid motorenergien (eller temperaturen til det omgivende fluidet) øker, vil det statiske brønnfluidet ikke lenger kunne kjøle motoren, og det må da brukes andre metoder. En kjent løsning innbefatter plassering av en skjerm rundt motoren, og føring av fluid gjennom denne skjermen. Dette gir en bedre kjøling av motoren enn bare med bruk av det omgivende brønnfluidet, men dette går på bekostning av at det trengs flere komponenter, større kostnader, og større diameter for pumpeanordningen.
Alternativt kan motoren kjøles ved at brønnfluid tillates å gå gjennom pumpen og strømme over motoroverflaten inne i produksjonsrøret.
For å danne et løp mellom motorens yttervegg og innerveggen i produksjonsrøret, tilstrekkelig til å kunne føre hele strømmen av brønnfluid som går gjennom pumpen, slik at derved brønnfluidet kan kjøle motoren, må motoren nødvendigvis ha en vesentlig mindre diameter enn innerdiameteren i produksjonsrøret. Dette betyr en ufordelaktig begrensning av motorenergien, og derved også en ufordelaktig begrensning av pumpeleveringen.
Istedenfor å redusere motordiameteren, kan man øke produksjonsrørdiameteren, men dette betyr en vesentlig kostnadsøking. Dessuten vil en større diameter i produksjonsrøret redusere brønnfluidhastigheten, hvilket i sin tur vil redusere produksjonsrørets evne til å føre partikler fra brønnen. Dette kan medføre en oppbygging av sand og andre rester, som kan tilstoppe pumpen og brønnhullet.
I praksis har man funnet at det kan forekomme overoppheting også når motoren kjøles av brønnfluidet som går over motoroverflaten inne i produksjonsrøret.
Hensikten med foreliggende oppfinnelse er å tilveiebringe en forbedret fremgangsmåte og anordning for pumping av brønnfluid fra et borehull, idet man særlig tar sikte på å løse de foran nevnte problemene.
I samsvar med ulike inventive aspekter foreslås det et system, en fremgangsmåte, en elektrisk neddykkbar pumpeanordning og et produksjonsrør som angitt i patentkravene.
Ulike utførelseseksempler av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, uten derved å begrense den inventive ramme som bestemt av patentkravene. Det vises til tegningen, hvor: Fig. 1 viser et lengdesnitt gjennom et første produksjonsrør som er plassert i en brønnforing, Fig. 2 viser et lengdesnitt gjennom det første produksjonsrøret og foringen, idet en første elektrisk neddykkbar pumpe er vist i et sideriss, Fig. 3 er et tverrsnitt gjennom det første produksjonsrøret og den elektriske neddykkbare pumpen, Fig. 4 er et lengdesnitt gjennom et andre produksjonsrør som er plassert i en brønnforing, Fig. 5 viser et lengdesnitt av det andre produksjonsrøret og foringen i fig. 1, idet en andre elektrisk neddykkbar pumpe er vist i et sideriss, Fig. 6 er et tverrsnitt etter linjen X-X gjennom produksjonsrøret og den elektriske neddykkbare pumpen i fig. 5, Fig. 7 viser et lengdesnitt gjennom et tredje produksjonsrør, med en tredje elektrisk neddykkbar pumpe vist i et sideriss, Fig. 8 viser et lengdesnitt gjennom et fjerde produksjonsrør og en fjerde elektrisk neddykkbar pumpe, og Fig. 9-12 viser en femte elektrisk neddykkbar pumpe og et femte produksjonsrør, idet:
Fig. 9A er et lengdesnitt gjennom produksjonsrøret,
Fig. 9B er et lengdesnitt gjennom ESP'en,
Fig. 10 er et lengdesnitt gjennom røret og ESP'en i den plasserte stillingen,
Fig. 11 er et skjematisk grunnriss som viser røret og ESP'en i den plasserte stillingen,
Fig. 12A er et lengdesnitt gjennom den øvre endedelen av ESP'en, og
Fig. 12B svarer til fig. 12A, og viser den øvre endedelen av ESP'en etter en fraskilling av bærekabelen ved skjærforbindelsen.
I figurene er det brukt like henvisningstall for like deler.
Som vist i fig. 1, er et produksjonsrør 20 plassert i en brønnforing 10. Ved den nedre enden av produksjonsrøret 20 er det plassert en avtetning 22. Avtetningen 22 har et landingssete 23 med en gjennomgående boring. Produksjonsrøret 20 har et område 25 med øket diameter, og på den indre rørveggen er det i innbyrdes avstander plassert innoverragende fremspring 24. Disse fremspringene virker som stabiliseringselementer eller sentraliseringer, og er utformet som fremspring som strekker seg innover i røret til i hovedsaken samme diameter som i rørets øvre del. Fordelaktig er fremspringene 24 avrundet, slik at de gir minimal motstand mot fluid som strømmer gjennom det løpet som dannes mellom pumpeanordningen og røret. De avrundede fremspringskonturene bidrar til å unngå at pumpeanordningen setter seg fast under plasseringen.
Som vist i fig. 2 og 3 består en ESP 21 av et antall motormoduler 26 som er forbundet med hverandre, og er anordnet over et antall pumpemoduler 28, som er anordnet i serie, og drives av motormodulene 26.
ESP 21 senkes ved hjelp av et kveilrør 22, som også innbefatter en krafttilførselsledning. Den nederste pumpen avsluttes med et innløpsrør 30. Når ESP 21 når bunnen av produksjonsrøret, vil pumpeinnløpsrøret 30 gå mot landingssetet 23 i avtetningen 22. Mellom pumpemodulene 28 og motormodulen 26, er det anordnet et pumpeutløp 27.
I denne stillingen er motormodulene 26 i ESP 21 anordnet i en avstand fra innerveggen i produksjonsrøret 20 ved hjelp av sentraliseringselementene 24, viss spisser beskriver en diameter som er litt større enn ytterdiameteren til den elektriske neddykkbare pumpen. Ved drift vil pumpemodulene 28 føre fluid fra under avtetningen 22, gjennom pumpeinnløpet 23, og ut gjennom pumpeutløpet 27. Fluidet vil strømme gjennom ringrommet 36 mellom innerveggen i produksjonsrøret 20 og den ytre overflaten til motormodulene 26.
Produksjonsrørets område 25 med øket diameter muliggjør en større fluidstrømrate.
Søkeren har antatt at dersom ESP'en er uten støtte langs sin øvre del, vil den kunne vippe i produksjonsrøret slik at derved én side av motorene vil ligge an mot innerveggen i røret. Det antas at når dette skjer, så vil den reduserte fluidstrømmen på den siden av motorene som hviler mot produksjonsrøret, medføre en ujevn kjøling av motorhuset. Dette antas å medføre en meget liten deformering av huset, hvilket som følge av den lille klaringen mellom rotor og stator vil gi rotorfriksjon. Dette vil kunne være en forklaring av problemet med overoppheting og skader på motoren slik man har observert i forbindelse med kjente ESP'er.
Søkeren har funnet at man ved å anordne stabiliseringselementene slik at motoren sentraliseres i produksjonsrøret, kan det nevnte overopphetingsproblemet unngås. Grunnen til dette antas å være den jevne strømmen som man oppnår rundt omkretsen til motorene, med den tilhørende jevne kjølingen av motorhuset, slik at derved enhver termisk ekspansjon også vil være jevn, og ikke medføre noen deformering av huset.
Modulære motorer som er anordnet i serier, muliggjør en enkel oppbygging av en lang motor med en liten ytterdiameter, slik at det derved kan genereres en større energimengde med en begrenset diameter. Tilsvarende muliggjør modulære pumper i serie at den elektrisk neddykkbare pumpen kan levere et større trykkdifferensial mellom pumpeinnløpet og pumpeutløpet. De inventive prinsippene kan imidlertid også benyttes for ESP'er som har en enkelt motor og en enkelt pumpe.
Som vist i fig. 4 kan ESP'en tilføres energi gjennom en ledning 31, som er festet på utsiden av produksjonsrøret 20 ved hjelp av ledningsklemmer 55 som er plassert langs lengden av produksjonsrøret 20 etter behov. Ledningen 31 går til en elektrisk forbindelsesblokk 33 som er plassert under en åpning 35 i produksjonsrøret 20. Som i det foregående eksemplet har produksjonsrøret 20 et område 25 med øket diameter, og hvor det er anordnet innoverrettede sentraliseringselementer 24. Området 25 har også innløpsåpninger 27 fordelt rundt produksjonsrørets omkrets.
Som vist i fig. 5 og 6, innbefatter en elektrisk neddykkbar pumpe et antall pumpemoduler 44 som er plassert over et antall motormoduler 41. Som i det foregående eksemplet er pumpene og motorene anordnet i serie, men i denne utførelsen er pumpene plassert over motorene. Den nederste pumpen har et pumpeinnløp 43, og over en aktiverbar avtetning 46 er det anordnet et pumpeutløp 34.
Den elektrisk neddykkbare pumpen senkes i produksjonsrøret 20 til riktig stilling ved hjelp av en vaier 48. Når den elektriske neddykkbare pumpen nærmer seg denne stillingen, vil en bevegbar elektrisk konnektor 39 gå fra den elektriske neddykkbare pumpen og gjennom åpningen 35, og til kontakt med den elektriske forbindelsesblokken 33. Den elektriske konnektoren 39 og den elektriske forbindelsesblokken 33 kan samvirke ved hjelp av en kjent mekanisme som eksempelvis beskrevet i GB 2 403 490. Som i den foregående utførelsen holdes motormodulene 41 sentrert i området 25 med den økte diameteren ved hjelp av sentraliseringselementene. Som vist i fig. 6 kan sentraliseringselementene være i form av separate deler som er festet i eller på veggen til produksjonsrøret 20.1 tverrsnittet i fig. 6, som er et snitt gjennom en motormodul 41 (med en stator 51 og en rotor 53), er det vist hvordan sentraliseringselementene 34 holder motormodulen sentrert, slik at det derved forefinnes et likt område rundt hele omkretsen til motorhuset 58 for det pumpede fluidet, slik at dette kan strømme gjennom innløpene 37, og over motormodulen for derved å kjøle motormodulen.
Så snart den elektriske konnektoren 39 har koblet seg til forbindelsesblokken 33, og den elektriske neddykkbare pumpen tilføres energi, vil motormodulene kunne drive pumpemodulene 44 slik at derved brønnfluid trekkes gjennom innløpsåpningene 37 (og også rundt bunnen av den elektriske neddykkbare pumpen, som ikke er avtettet), over utsiden av motormodulene 41, gjennom pumpeinnløpet 43 og pumpemodulene 44, og så ut gjennom pumpeutløpet 34 og opp i produksjonsrøret.
Som vist i fig. 7 kan sentraliseringsmidler være anordnet på den elektriske neddykkbare pumpen istedenfor at det i produksjonsrøret 20 er utformet sentraliseringselementer. Når den elektriske neddykkbare pumpen er på plass, aktiveres sentraliseringsblad 45 slik at de beveges fra en inntrukket stilling i huset til den elektrisk neddykkbare pumpen 21 rundt motormodulen 41, og til en utkjørt stilling hvor bladene 45 går til samvirke med innerveggen i produksjonsrøret 20 i et område 25 som har øket diameter. På samme måte som sentraliseringselementene i produksjonsrøret 20 i de foregående eksemplene, vil sentraliseringsbladene 45 fiksere den elektriske neddykkbare pumpen 21, og særlig motormodulene 41, slik at disse befinner seg sentralt i produksjonsrøret 20. Fordi energiforbindelsen skjer gjennom en ledning 31 som er tilknyttet produksjonsrøret 20, kan vaieren 48 løskobles fra toppen av den elektriske neddykkbare pumpen 21, og tas opp til toppen av borehullet.
Man vil forstå at prinsippene i forbindelse med avstandsplasseringen av motoren relativt rørveggen der hvor den elektriske pumpen plasseres, lett kan tilpasses ulike nedihullssystemer. Fig. 8 viser en elektrisk neddykkbar pumpe i form av en børsteløs likestrømmotor 64, som driver en pumpe 26 av impellertypen. Den elektriske neddykkbare pumpen senkes ved hjelp av en energiledning 69, slik at pumpeinnløpet 78 lander mot en produksjonsrørsko 72.1 denne utførelsen er det et område med en større innerdiameter tilformet ved hjelp av en enhetlig rørdel 76.1 denne er det satt inn to andre rørlengder 74, 78 (viss ytterdiametre er lik innerdiameteren i røret 76). Sentraliseringselementet 24 som er tilformet i eller tilknyttet røret 76, går mot motorhuset 63, for derved å sikre at motoren holdes i en avstand fra veggen i røret 26, og derved pumpet brønnfluid kan strømme gjennom pumpeutløpene 71, og inn i ringrommet 75 rundt motoren 64, for derved å kjøle denne på en effektiv måte. I skoen 72 kan det eventuelt være anordnet en ventil. Sentraliseringselementene kan ha en hvilken som helst form, så lenge de bare danner en fortrinnsvis ringformet strømningsbane rundt motoren. Sentraliseringselementene kan eksempelvis være i form av vertikale ribber istedenfor i form av enkelte, avrundede inntrykninger.
Fig. 9-12 viser et femte produksjonsrør 100 som har en del 101 med en større diameter. Denne delen kan være i form av et stivt rør som er forbundet med den øvre delen 102, og med den nedre delen 103, eller alternativt kan den utvidede delen være tilformet ved at et kontinuerlig kveilrør er ekspandert. Et polert boreopptak (PBR) 110 er plassert på avtettet måte i den nedre delen 103 av røret, og innbefatter et momentanker som hindrer en rotering i røret.
En femte elektrisk neddykkbar pumpeanordning 120 innbefatter en motor 121 som er anordnet over en pumpe 122 (dvs. en såkalt "omvendt ESP"). Pumpen har et innløp 123, og et utløp 124. Motoren tilføres energi gjennom en elektrisk ledning 130, som også virker som en vaier for senking av pumpeanordningen i produksjonsrøret og til den plasseringsstillingen som er vist i fig. 10. Ledningen innbefatter tre ledere 132. Hver av disse har en stålkjerne 133 og en kobbermantel 144 som fører mesteparten av den elektriske strømmen, og en ytre isolerende mantel 135. Ledningen går til en blokk 136 som er tilknyttet den øvre endedelen 137 av ESP'en ved hjelp av en skjærforbindelse. Skjærforbindelsen innbefatter et antall bolter 138 som kan avskjæres for derved å frigjøre blokken 136 fra den øvre endedelen 137 når det i bærekabelen utøves en tilstrekkelig stor strekkraft. Dette sikrer at bærekabelen vil løsne før den bryter. Dersom løsgjøringen eksempelvis skjer som følge av at ESP'en har satt seg fast i røret, så kan et henterør senkes i røret ved hjelp av en kraftigere vaier, og bringes til samvirke med en samvirkeprofil 139 på den øvre endedelen 137, slik at derved kabelen kan brukes for å trekke ESP'en opp til overflaten.
I bruk blir ESP'en innført i den øvre enden av produksjonsrøret 100, og senket ved hjelp av bærekabelen ned til rørets øvre del 102. ESP'en har en stinger 150 ved sin nedre ende, hvilken stinger går inn i det polerte boremottaket (PBR) 110, slik at derved ESP'en blir lokalisert i sin utplasseringsstilling, med motoren plassert i rørets utvidede diameterdel. Stingeren innbefatter en pakning 151 som gir avtetning for ESP'en mot produksjonsrøret mellom pumpens innløp og utløp, slik at utløpet vil ha fluidforbindelse med produksjonsrørets øvre del 102. Stingeren innbefatter også et momentanker som hindrer at ESP'en kan dreie seg i forhold til PBR, og derved i forhold til røret. ESP'en kan så betjenes for å trekke brønnfluid gjennom pumpen og opp til overflaten gjennom produksjonsrøret 100.
Den øvre endedelen 137 kan ha et antall faste stabiliseringselementer i form av finner 140 (vist i fig. 10), som er innbyrdes avstandsplassert rundt pumpeanordningen, og strekker seg radielt ut mellom pumpeanordningen og røret, til samvirke med innerveggen i den øvre rørdelen 102, slik at derved motoren holdes i en avstand i produksjonsrørets utvidede del, hvorved det dannes et løp 111 mellom røret og motoren, hvilket løp har et tverrsnitt tilstrekkelig for føring av brønnfluidet som går i pumpen. Ved at de plasseres i den øvre endedelen 137, som har en mindre diameter (dvs. en mindre maksimal tverrdimensjon) enn rørets øvre del 102 med den innvendige diameteren 102', kan stabiliseringselementene være permanent festet til ESP'en uten å bli hindret i en plassering ned i røret fra overflaten, og finnene kan da tjene til å holde motorhusets ytre overflate 121' i en avstand fra veggen i den utvidede rørdelen, samtidig som brønnfluid kan strømme rundt ESP'en, og mellom finnene 140, opp gjennom røret og til overflaten. Fordelaktig foreligger det ingen punktkontakt mellom deler av røret og motorens 121 hus, slik at man derved unngår lokaliserte skader som skyldes motorvibrasjon. I alternative utførelser kan faste stabiliseringselementer være plassert på den nedre enden, eller på en annen del av ESP som har redusert diameter.
Alternativt, eller i tillegg, kan ESP'en ha et antall stabiliseringselementer 141 (vist i fig. 11) som er inntrekkbare og utkjørbare (eksempelvis ved hjelp av hydrauliske eller elektromagnetiske eller andre egnede aktiveringsmidler) relativt ESP'en, slik at når ESP'en har nådd sin plasseringsstilling (fig. 10 og 11), kan elementene kjøres radielt ut relativt motorhusets ytterdiameter, og forbi innerdiameteren i produksjonsrørets øvre del 120, hvor pumpeanordningen er plassert, slik at stabiliseringselementene får samvirke med innerveggen 101' i rørets utvidede del 101, slik det er vist på tegningen. Elementene 141 er avstandsplassert rundt ytteromkretsen til ESP'en nær motoren, og trekkes inn for å muliggjøre at ESP'en kan trekkes ut fra røret. De bevegbare elementene 141 kan holde motoren i produksjonsrøret, og sikre at motorhuset ikke får punktkontakt med røret. Derved unngås skader på ESP'en som følge av motorvibrasjon.
Både de faste elementene 140 så vel som de bevegbare elementene 141 muliggjør at motorens ytterdiameter kan være bare litt mindre enn innerdiameteren i produksjonsrørets øvre del, idet det her skal være underforstått at produksjonsrørets del med den utvidede diameteren hensiktsmessig kan være kortere enn lengden til ESP'en. Således kan en større del av produksjonsrøret ikke være bredere enn ESP'en, slik at derved strømningshastigheten vil være fordelaktig større enn tilfellet i et rør med en større diameter. Dette muliggjør effektiv klaring av rester og føring av disse til overflaten, samtidig som motoren kjøles effektivt av det brønnfluidet som pumpes gjennom ledningen 111. Dessuten oppnås den kjølende strømningen uten redusering av diameteren og tilhørende redusering av motorens utgangsenergi. Fordi delen med den utvidede diameteren kan være relativt kort, kan ringrommet mellom produksjonsrøret og brønnforingen også fordelaktig være i hovedsaken uten hindringer.
Fordelaktig er stabiliseringselementene 140 og/eller 141 anordnet slik at de kan plassere motoren i hovedsaken koaksialt i produksjonsrøret, slik det er vist, slik at derved løpet 111 vil være i form av et ringrom mellom motoren og røret, som vist. Som nevnt er dette særlig fordelaktig fordi man har funnet at man derved kan overkomme det problemet som man har observert i forbindelse med tidligere kjente systemer i forbindelse med overoppheting av motoren under drift, en overoppheting som antas å skyldes det faktum at i de tidligere kjente utførelsene vil enden eller endene til ESP'en som strekker seg utover avtetningen (eller når det ikke foreligger noen avtetning, hele ESP'en) vil kunne ligge mot veggen i produksjonsrøret, hvilket vil kunne medføre at motorhuset ekspanderes på en ujevn måte som følge av den reduserte fluidstrømmen, med tilhørende redusert kjøling i det området hvor det er kontakt med røret. Selvfølgelig blir problemet vesentlig redusert når motoren anordnes i rørets utvidede del, selv om det ikke brukes stabiliseringselementer, slik at brønnfluidet kan strømme fritt rundt hele omkretsen til motorhuset.
Oppsummert: en elektrisk neddykkbar pumpeanordning (ESP) plasseres i et
produksjonsrør i et borehull på en slik måte at motoren i ESP'en holdes i en avstand fra innerveggen i produksjonsrøret, hvorved det dannes et løp hvorigjennom pumpet brønnfluid kan strømme for å kjøle motoren. Produksjonsrøret kan ha en del med en utvidet diameter hvor motoren plasseres. Alternativt eller i tillegg, kan ESP'en
og/eller produksjonsrøret være forsynt med stabiliseringsavstandselementer som strekker seg mellom ESP'en og røret, for derved på fordelaktig måte å sentralisere ESP'en i røret, og avstøtte den med hensyn til vibrasjonsbevegelser. Avstandselementene danner fordelaktig et ringformet løp mellom motorhuset og produksjonsrøret.
Istedenfor å bruke en PBR kan en stinger alternativt være anordnet for direkte samvirke med den nedre delen 103 av produksjonsrøret. Alternativt kan ESP'en være utformet med en pakning som ekspanderes til samvirke med den øvre delen 102 av røret, eller med rørets del 101 med den større diameteren. I alternative utførelser kan produksjonsrørets nedre del 103 ha en noe større eller mindre diameter enn den øvre delen 102, og kan samvirke med en stinger eller en pakning på ESP'en. Alternativt kan røret være utformet uten en nedre del 103.
Produksjonsrøret kan være et hvilket som helst rør hvor en pumpe kan plasseres etter at røret er plassert i et borehull. Bærevaieren kan være i form av et
kontinuerlig kveilrør, som kan være hult, eller kan være fylt med en isolert elektrisk ledning. Når det pumpede fluidet føres til overflaten i det samme røret som der hvor den elektriske neddykkbare pumpen plasseres, må det foreligge en avtetning mellom pumpeinnløpet og pumpeutløpet. Det er ikke nødvendig med en avtetning når det
bruke et separat utløpsrør, eksempelvis et hult kveilrør som virker som bærekabel, for transport av fluidet til overflaten.
Sentraliseringselementene kan være plassert i borehullet i form av en egen innretning beregnet for samvirke med produksjonsrøret, og kan samvirke med den elektriske neddykkbare pumpen når pumpen når sin plasseringsstilling.
Det utvidede avsnittet kan også oppnås ved hjelp av mekanisk ekspandering av røret i brønnen, ved at det plasseres et ekspanderingsverktøy i røret, enten ved hjelp av en vaier eller et kveilrør, for på den måten å danne den ønskede større diameteren hvor motorene skal plasseres.
I andre og mindre foretrukne utførelser kan stabiliseringselementer eller fremspring være anordnet mellom ESP'en og produksjonsrøret i et produksjonsrør som har en konstant diameter. Alternativt kan produksjonsrøret ha en del med en større diameter, og ESP'en kan plasseres slik at motoren vil befinne seg i denne delen med den utvidede diameteren, uten bruk av fremspring eller stabiliseringselementer.

Claims (24)

1. Pumpesystem for pumping av brønnfluid fra et borehull, hvilket system innbefatter et produksjonsrør og en elektrisk neddykkbar pumpeanordning, hvilken pumpeanordning innbefatter en motor og en pumpe, hvilken pumpe har et innløp og et utløp, og en bærekabel for senking av pumpeanordningen ned produksjonsrøret til en utplassert stilling, karakterisert vedat systemet innbefatter et flertall stabiliseringselementer som er innbyrdes avstandsplassert rundt pumpeanordningen, og strekker seg mellom pumpeanordningen og røret, hvilke stabiliseringselementer er anordnet til å holde motoren i en avstand fra produksjonsrøret for å definere et rør derimellom som er tilstrekkelig for gjennomføring av brønnfluidet som går gjennom pumpen.
2. System ifølge krav 1, hvor røret har en øvre del nær en øvre ende av røret, og en del med en større diameter under den øvre delen, idet motoren er plassert i delen med den større diameteren i sin utplasserte stilling.
3. System ifølge krav 1 eller 2, hvor stabiliseringselementene er plassert på røret.
4. System ifølge krav 1 eller 2, hvor stabiliseringselementene er plassert på pumpeanordningen.
5. System ifølge et av de foregående krav, hvor stabiliseringselementene er anordnet for plassering av motoren i hovedsaken koaksialt i produksjonsrøret, for derved å danne et ringrom mellom motoren og røret.
6. Pumpesystem for pumping av brønnfluid fra et borehull, hvilket system innbefatter et produksjonsrør og en elektrisk neddykkbar pumpeanordning, hvilken pumpeanordning innbefatter en motor og en pumpe, hvilken pumpe har et innløp og et utløp, og en bærekabel for senking av pumpeanordningen i produksjonsrøret til en plasseringsstilling, karakterisert vedat røret har en øvre del nær en øvre ende av røret, og en del med en større diameter under den øvre delen, idet motoren er anordnet i delen med den større diameteren i sin plasseringsstilling.
7. System ifølge et av de foregående krav, karakterisert vedat det er anordnet en avtetning for avtetting av pumpeanordningen mot produksjonsrøret, mellom innløpet og utløpet, slik at derved utløpet vil ha fluidforbindelse med en øvre del av produksjonsrøret i pumpens utplasserte stilling.
8. System ifølge et av de foregående krav, hvor strømkabelen er festet til produksjonsrøret.
9. System ifølge et av de foregående krav, hvor innløpsåpningene er anordnet i produksjonsrøret.
10. Elektrisk neddykkbar pumpeanordning for plassering i et produksjonsrør i et borehull for pumping av brønnfluid derfra, hvilken pumpeanordning innbefatter en motor og en pumpe, hvilken pumpe har et innløp og et utløp, og en bærekabel for senking av pumpeanordningen i produksjonsrøret til en utplassert stilling,karakterisert vedat pumpeanordningen innbefatter et flertall stabiliseringselementer som er innbyrdes avstandsplassert rundt pumpeanordningen, og strekker seg radielt utover for samvirke med produksjonsrøret, hvilke stabiliseringselementer er anordnet for å holde motoren i en avstand fra produksjonsrøret for derved å danne et løp mellom motoren og produksjonsrøret, tilstrekkelig for gjennomføring av brønnfluidet som går gjennom pumpen.
11. Pumpeanordning ifølge krav 10, karakterisert vedat stabiliseringselementene er festet til pumpeanordningen, og strekker seg utover til i hovedsaken samme diameter som motoren.
12. Pumpeanordning ifølge krav 10, karakterisert vedat stabiliseringselementene er inntrekkbare og utkjørbare i/fra pumpeanordningen.
13. Pumpeanordning ifølge krav 10, karakterisert vedat pumpeanordningen innbefatter en avtetning for avtetting av pumpeanordningen mot produksjonsrøret mellom innløpet og utløpet, slik at utløpet har fluidforbindelse med en øvre del av produksjonsrøret i pumpens utplasserte stilling.
14. Pumpeanordning ifølge krav 10, karakterisert vedat stabiliseringselementene er anordnet for å anordne motoren i hovedsaken koaksialt i produksjonsrøret, for derved å danne et ringformet løp mellom motoren og produksjonsrøret.
15. Produksjonsrør for plassering i et borehull, innbefattende en øvre del nær en øvre ende derav, en nedre del under den øvre delen, og et antall innoverragende fremspring som er innbyrdes avstandsplassert rundt den nedre delen.
16. Produksjonsrør ifølge krav 15, karakterisert vedat den nedre delen har en større innvendig diameter enn den øvre delen.
17. Produksjonsrør for plassering i et borehull, innbefattende en øvre del nær en øvre ende derav, og en nedre del under den øvre delen, karakterisert vedat den nedre delen har en større innvendig diameter enn den øvre delen.
18. Fremgangsmåte for produksjon av brønnfluid fra et borehull, innbefattende trinnene: anordning av et produksjonsrør i borehullet, hvilket produksjonsrør har en øvre del nær en øvre ende, og en del med en utvidet diameter under den øvre delen, innføring av en elektrisk neddykkbar pumpeanordning i rørets øvre ende, hvilken pumpeanordning har en motor og en pumpe, hvilken pumpe har et innløp og et utløp, og senking av pumpeanordningen i rørets øvre del til en utplassert stilling i hvilken motoren er plassert i rørets del med den større diameteren, slik at det derved dannes et løp mellom motoren og røret tilstrekkelig for gjennomføring av brønnfluidet som går gjennom pumpen.
19. Fremgangsmåte i henhold til krav 18, hvor pumpeanordningen stabiliseres i røret ved hjelp av et antall stabiliseringselementer som er anordnet rundt pumpeanordningen, for derved å holde motoren i en avstand relativt røret.
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19, karakterisert vedat stabiliseringselementene strekker seg radielt ut fra pumpeanordningen i plasseringsstillingen, for derved å samvirke med den med den større diameteren utformede delen av produksjonsrøret.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 18, karakterisert vedat pumpeanordningen er avtettet mot produksjonsrøret mellom innløpet og utløpet, slik at utløpet har fluidforbindelse med rørets øvre del.
22. Elektrisk neddykkbar pumpeanordning i hovedsaken som beskrevet foran under henvisning til tegningen.
23. Produksjonsrør i hovedsaken som beskrevet foran under henvisning til tegningen.
24. Fremgangsmåte i hovedsaken som beskrevet foran under henvisning til tegningen.
NO20111176A 2009-01-30 2011-08-30 Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon NO20111176A1 (no)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB0901542.1A GB0901542D0 (en) 2009-01-30 2009-01-30 Downhole electric pumps
GB0920431.4A GB2467402B (en) 2009-01-30 2009-11-23 Electric submersible pump, tubing and method for borehole production
PCT/GB2010/050133 WO2010086658A2 (en) 2009-01-30 2010-01-28 Electric submersible pump, tubing and method for borehole production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
NO20111176A1 true NO20111176A1 (no) 2011-08-30

Family

ID=40469331

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20111176A NO20111176A1 (no) 2009-01-30 2011-08-30 Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon

Country Status (5)

Country Link
US (1) US8985226B2 (no)
CA (1) CA2751152C (no)
GB (3) GB0901542D0 (no)
NO (1) NO20111176A1 (no)
WO (1) WO2010086658A2 (no)

Families Citing this family (21)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9074592B2 (en) * 2010-05-28 2015-07-07 Schlumberger Technology Corporation Deployment of downhole pump using a cable
US8613311B2 (en) * 2011-02-20 2013-12-24 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems
US8936078B2 (en) * 2012-11-29 2015-01-20 Halliburton Energy Services, Inc. Shearable control line connectors and methods of use
US9281675B2 (en) 2012-12-06 2016-03-08 Baker Hughes Incorporated Systems and methods for cable deployment of downhole equipment
US9988894B1 (en) * 2014-02-24 2018-06-05 Accessesp Uk Limited System and method for installing a power line in a well
US9057230B1 (en) 2014-03-19 2015-06-16 Ronald C. Parsons Expandable tubular with integral centralizers
US10056815B2 (en) * 2014-09-30 2018-08-21 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Linear drive system for downhole applications
US20160166152A1 (en) * 2014-12-12 2016-06-16 Polar Electro Oy Heart rate measurement
US20160198966A1 (en) * 2015-01-13 2016-07-14 Seiko Epson Corporation Biological information measuring module, biological information measuring apparatus, light detecting apparatus, light detecting module, and electronic apparatus
CA2925367C (en) 2015-03-30 2022-03-15 925599 Alberta Ltd. Method and system for servicing a well
US10208551B2 (en) * 2015-06-03 2019-02-19 Schlumberger Technology Corporation Well system with settable shoulder
US11572743B2 (en) 2016-01-16 2023-02-07 Accessesp Uk Limited Method and apparatus for testing of the downhole connector electrical system during installation
EP4219890B1 (en) 2016-01-16 2024-12-25 Accessesp UK Limited Low profile, pressure balanced, oil expansion compensated downhole electrical connector system
US10246960B2 (en) 2016-05-10 2019-04-02 Saudi Arabian Oil Company Electric submersible pump cable anchored in coiled tubing
US20180087336A1 (en) * 2016-09-23 2018-03-29 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Single trip coiled tubing conveyed electronic submersible pump and packer deployment system and method
US11085260B2 (en) * 2017-03-28 2021-08-10 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Wireline-deployed ESP with self-supporting cable
EP3403589A1 (en) 2017-04-23 2018-11-21 Retrospine Pty Ltd Retraction assembly for surgery
US11162338B2 (en) * 2020-01-15 2021-11-02 Halliburton Energy Services, Inc. Electric submersible pump (ESP) intake centralization
US11808122B2 (en) 2022-03-07 2023-11-07 Upwing Energy, Inc. Deploying a downhole safety valve with an artificial lift system
US11933123B2 (en) * 2022-03-15 2024-03-19 Saudi Arabian Oil Company Anchoring a progressive cavity pump in a wellbore
WO2024054440A1 (en) 2022-09-07 2024-03-14 Baker Hughes Oilfield Operations Llc System and method for deploying esp on coiled tubing

Family Cites Families (26)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2137997A (en) * 1936-12-28 1938-11-29 William E Bendeler Packing device for use in wells
US2884761A (en) 1954-07-06 1959-05-05 Phillips Petroleum Co Pump intake apparatus
US4440221A (en) 1980-09-15 1984-04-03 Otis Engineering Corporation Submergible pump installation
FR2659748B1 (fr) * 1990-03-13 1992-09-04 Inst Francais Du Petrole Dispositif perfectionne pour faire des diagraphies de production dans des puits.
US5159977A (en) 1991-06-10 1992-11-03 Shell Oil Company Electrical submersible pump for lifting heavy oils
US5269377A (en) * 1992-11-25 1993-12-14 Baker Hughes Incorporated Coil tubing supported electrical submersible pump
GB2326536B (en) * 1997-05-23 2002-01-09 Baker Hughes Inc Coiled tubing supported electrical cable having indentations
US5979550A (en) * 1998-02-24 1999-11-09 Alberta Ltd. PC pump stabilizer
NO312312B1 (no) * 2000-05-03 2002-04-22 Psl Pipeline Process Excavatio Anordning ved brönnpumpe
US6457531B1 (en) * 2000-06-09 2002-10-01 Wood Group Esp, Inc. Water separation system with encapsulated electric submersible pumping device
US6595295B1 (en) * 2001-08-03 2003-07-22 Wood Group Esp, Inc. Electric submersible pump assembly
US6691782B2 (en) 2002-01-28 2004-02-17 Baker Hughes Incorporated Method and system for below motor well fluid separation and conditioning
US20070157985A1 (en) * 2003-03-18 2007-07-12 Imperial College Innovations Limited Tubing and piping for multiphase flow
WO2005003506A2 (en) 2003-07-04 2005-01-13 Philip Head Method of deploying and powering an electrically driven device in a well
CN100562643C (zh) * 2003-11-28 2009-11-25 国际壳牌研究有限公司 钻头以及使用方法
US7188669B2 (en) * 2004-10-14 2007-03-13 Baker Hughes Incorporated Motor cooler for submersible pump
CA2605914C (en) * 2005-04-25 2013-01-08 Weatherford/Lamb, Inc. Well treatment using a progressive cavity pump
US7308935B2 (en) * 2005-06-02 2007-12-18 Msi Machineering Solutions Inc. Rotary pump stabilizer
WO2007079321A2 (en) * 2005-12-28 2007-07-12 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
US7677320B2 (en) 2006-06-12 2010-03-16 Baker Hughes Incorporated Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve
US7748449B2 (en) 2007-02-28 2010-07-06 Baker Hughes Incorporated Tubingless electrical submersible pump installation
US7673676B2 (en) 2007-04-04 2010-03-09 Schlumberger Technology Corporation Electric submersible pumping system with gas vent
US7540329B2 (en) * 2007-04-18 2009-06-02 Baker Hughes Incorporated Casing coupler liner hanger mechanism
US8171997B2 (en) * 2007-12-05 2012-05-08 Baker Hughes Incorporated High velocity string for well pump and method for producing well fluid
US8336632B2 (en) * 2009-09-02 2012-12-25 Harrier Technologies, Inc. System and method for direct drive pump
US8887798B2 (en) * 2011-08-25 2014-11-18 Smith International, Inc. Hydraulic stabilizer for use with a downhole casing cutter

Also Published As

Publication number Publication date
GB201303336D0 (en) 2013-04-10
GB2467402A (en) 2010-08-04
US20120024543A1 (en) 2012-02-02
GB2499131A (en) 2013-08-07
CA2751152C (en) 2016-01-12
GB2467402B (en) 2013-08-21
WO2010086658A3 (en) 2010-10-14
CA2751152A1 (en) 2010-08-05
GB0920431D0 (en) 2010-01-06
GB2499131B (en) 2013-11-27
GB0901542D0 (en) 2009-03-11
US8985226B2 (en) 2015-03-24
WO2010086658A2 (en) 2010-08-05

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20111176A1 (no) Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon
US5954483A (en) Guide member details for a through-tubing retrievable well pump
US8448699B2 (en) Electrical submersible pumping system with gas separation and gas venting to surface in separate conduits
US5269377A (en) Coil tubing supported electrical submersible pump
EP3625433B1 (en) Steam driven submersible pump
WO2009077714A1 (en) Submersible pump assembly
US20070274849A1 (en) Capsule for Two Downhole Pump Modules
US9638014B2 (en) Open ended inverted shroud with dip tube for submersible pump
NO20120289A1 (no) Pumpe med trykkompensert ringromsvolum
US11053770B2 (en) Coiled tubing deployed ESP with seal stack that is slidable relative to packer bore
US20090211764A1 (en) Vertical Annular Separation and Pumping System With Outer Annulus Liquid Discharge Arrangement
US12291950B2 (en) Downhole lubrication system
EP4673628A1 (en) Self-encapsulated electrical submersible pump (esp)
RU2515585C2 (ru) Улучшенная скважинная система подачи
US10087719B2 (en) Systems and methods for artificial lift subsurface injection and downhole water disposal
CN109477368A (zh) 锚固在连续油管中的电潜泵电缆
US20150159474A1 (en) Hydrocarbon production apparatus
US20070000670A1 (en) Method and apparatus for installing strings of coiled tubing
US10329887B2 (en) Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump
US9309753B2 (en) High-speed rod-driven downhole pump
EP3612713B1 (en) Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump
US20160097258A1 (en) Internal Subsurface Safety Valve For Rotating Downhole Pumps
RU2705652C1 (ru) Устройство для теплоизоляции нагнетательной скважины в зоне вечной мерзлоты
RU112935U1 (ru) Погружная насосная установка для добычи жидкости из скважины
WO2024105175A1 (en) A method of deploying a fluid heater downhole

Legal Events

Date Code Title Description
FC2A Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application