BR112019013413B1

BR112019013413B1 - PUMP SYSTEM FOR A WELL HOLE, AND METHOD FOR PUMPING FLUID FROM A WELL HOLE

Info

Publication number: BR112019013413B1
Application number: BR112019013413-1A
Authority: BR
Inventors: Henning Hansen
Original assignee: Hansen Downhole Pump Solutions As
Priority date: 2016-12-29
Filing date: 2017-11-29
Publication date: 2023-04-18
Also published as: CA3045411A1; EP3559405A1; DK3559405T3; US20190292889A1; WO2018122647A1; CA3045411C; BR112019013413A2; EP3559405B1

Abstract

Um sistema de bomba para um furo de poço inclui uma tubulação de produção (12) aninhada dentro de um furo de poço. Pelo menos duas bombas (10A, 10B, 10C) são dispostas na tubulação de produção e são axialmente espaçadas uma da outra. Uma das bombas é removível da tubulação de produção enquanto a tubulação de produção permanece no lugar. Um conduto de admissão de fluido (22A, 22B) é disposto fora da tubulação de produção. O conduto de admissão de fluido está em comunicação fluídica com um interior da tubulação de produção abaixo de uma inferior (10B) dentre as bombas e em uma posição de uma admissão (22A1) de uma superior dentre as bombas. Pelo menos um conduto de descarga de fluido (24B, 24C) é disposto fora da tubulação e dentro do furo de poço. O pelo menos um conduto de descarga de fluido está em comunicação fluídica com o interior da tubulação de produção próximo de uma descarga (24B1) da inferior dentre as bombas e acima da superior (10A) dentre as bombas.A pump system for a wellbore includes a production line (12) nested within a wellbore. At least two pumps (10A, 10B, 10C) are arranged in the production pipeline and are axially spaced from each other. One of the pumps is removable from the production pipeline while the production pipeline remains in place. A fluid intake conduit (22A, 22B) is disposed outside the production pipeline. The fluid intake conduit is in fluid communication with an interior of the production pipeline below a lower one (10B) of the pumps and at a position of an intake (22A1) of an upper one of the pumps. At least one fluid discharge conduit (24B, 24C) is disposed outside the pipeline and inside the borehole. The at least one fluid discharge conduit is in fluid communication with the interior of the production pipeline near an outlet (24B1) of the lower one among the pumps and above the upper one (10A) of the pumps.

Description

Fundamentals

[001] Esta invenção se refere ao campo de produção de fluidos a partir de furos de poço subterrâneos, onde os fluidos necessitam assistência artificial para ser transportados até a superfície.[001] This invention relates to the field of producing fluids from underground well holes, where fluids require artificial assistance to be transported to the surface.

[002] Furos de poço usados para a produção de fluidos dispostos em formações subterrâneas (por exemplo a partir de um reservatório de hidrocarbonetos) até a superfície frequentemente devem ser equipados com dispositivos de elevação artificial tais como bombas de fundo de furo para auxiliar a impelir fluidos para a saída do furo de poço próxima da superfície. Um tipo comum de bomba é eletricamente acionada e é conhecida como uma bomba elétrica submersível (ESP). Para obter várias taxas de elevação de fluido para a superfície, o comprimento e a dimensão da bomba determina a vazão de fluido até a superfície que pode ser obtida. As vazões de vazões de fluido da ESP tipicamente estão relacionadas ao diâmetro externo e ao comprimento da ESP. Menor diâmetro e menor comprimento correspondem a vazões possíveis mais baixas; maior diâmetro externo e bombas mais longas podem ter vazões possíveis mais altas.[002] Well holes used for the production of fluids disposed in underground formations (for example from a hydrocarbon reservoir) to the surface often must be equipped with artificial lifting devices such as bottom-hole pumps to help propel fluids to the wellbore outlet close to the surface. A common type of pump is electrically driven and is known as an electric submersible pump (ESP). To obtain various rates of fluid lift to the surface, the length and size of the pump determines the fluid flow to the surface that can be obtained. ESP fluid flow rates are typically related to the outside diameter and length of the ESP. Smaller diameter and shorter length correspond to lower possible flows; larger outside diameter and longer pumps can have higher possible flow rates.

[003] Frequentemente furos de poço incluem um conduto chamado de um “revestimento” que tem um diâmetro interno menos do que ótimo para um sistema de elevação artificial a ser instalado, o que frequentemente significa que uma bomba (por exemplo, uma ESP) de menor dimensão externa do que pode ser desejável ser usada, e de modo correspondente resulta em taxas de elevação de fluido insuficiente para a superfície. Também, furos de poço são frequentemente desviados (inclinados a partir da vertical), o que resulta em uma restrição de comprimento para a(s) bomba(s); bombas geralmente não podem ser expostas a grande flexão como seria requerido instalar, tais bombas em um furo de poço que tem alta variação de desvio por unidade de comprimento (“severidade de variação de trajetória”). Como um exemplo, os reservatórios produtivos no Mar de Barents localizado ao norte da Noruega estão a profundidades muito rasas abaixo do leito marinho. Poços altamente inclinados e/ou horizontais são frequentemente requeridos para tornar a produção de hidrocarbonetos a partir de tais reservatórios economicamente viável. A severidade de variação de trajetória de tais poços pode criar desafios na implementação de bombas profundas o bastante em tais poços para fornecer ótimos fluxo e drenagem de reservatório. Deve também ser notado que tais reservatórios vão frequentemente produzir fluidos muito perto de seu ponto de bolha, criando adicionalmente uma necessidade para ter bombas tão profundas quanto possível nos furos de poço.[003] Often boreholes include a conduit called a “casing” that has a less than optimal internal diameter for an artificial lift system to be installed, which often means that a pump (e.g., an ESP) of less external dimension than may be desirable to use, and correspondingly results in insufficient fluid lift rates to the surface. Also, boreholes are often offset (tilted from the vertical), which results in a length restriction for the pump(s); pumps generally cannot be exposed to as much bending as would be required to install such pumps in a wellbore that has a high deviation variation per unit length (“path variation severity”). As an example, the productive reservoirs in the Barents Sea located north of Norway are at very shallow depths below the seabed. Highly inclined and/or horizontal wells are often required to make hydrocarbon production from such reservoirs economically viable. The severity of trajectory variation in such wells can create challenges in deploying pumps deep enough in such wells to provide optimal flow and reservoir drainage. It should also be noted that such reservoirs will often produce fluids very close to their bubble point, further creating a need to have pumps as deep as possible in the boreholes.

[004] Um outro aspecto de reservatórios rasos tais como podem encontrados no Mar de Barents é que ele fica afastado da costa, e substituir bombas que são permanentemente montadas sobre a tubulação de produção vão requerer mobilização demorada e dispendiosa de uma unidade de perfuração marinha. Tais condições resultam em produção perdida enquanto se espera pela unidade de perfuração marinha ser mobilizada até o local do poço e ser aprontada para intervenção no poço.[004] Another aspect of shallow reservoirs such as can be found in the Barents Sea is that it is far from shore, and replacing pumps that are permanently mounted on the production pipeline will require time-consuming and expensive mobilization of a marine drilling rig. Such conditions result in lost production while waiting for the marine drilling rig to be mobilized to the wellsite and ready for well intervention.

[005] Se bombas em poços submarinos podem ser substituídas por uma intervenção leve, como por exemplo por cabo metálico ou similar, uma embarcação menos dispendiosa pode ser usada. Tais embarcações irão ter também muito provavelmente tempo mobilização muito menor do que unidades de perfuração matinhas, o que pode reduzir substancialmente a produção perdida no caso de falhas da bomba.[005] If pumps in subsea wells can be replaced by a light intervention, such as by metallic cable or similar, a less expensive vessel can be used. Such vessels will also most likely have much less mobilization time than small drilling units, which can substantially reduce lost production in the event of pump failure.

[006] Daí, há uma necessidade de uma solução para as dificuldades de instalar bombas em furos de poço altamente inclinados, e em particular tais furos de poço localizados fora da costa.[006] Hence, there is a need for a solution to the difficulties of installing pumps in highly inclined boreholes, and in particular such boreholes located offshore.

[007] As ESPs podem sofrer de falta de confiabilidade e, portanto, é uma vantagem instalar diversas bombas como redundância em um furo de poço, de modo que a produção não é completamente interrompida em caso de falha de uma bomba. Uma alternativa, como descrita na patente norte- americana 9.166.352 concedida a Hansen, é equipar uma bomba com um sistema de conexão elétrico a úmido, de modo que uma bomba pode ser recuperada e instalada sem ter de recuperar todo o sistema de completação de poço.[007] ESPs can suffer from unreliability and therefore it is an advantage to install several pumps as redundancy in a wellbore, so that production is not completely interrupted in the event of a pump failure. An alternative, as described in U.S. Patent 9,166,352 issued to Hansen, is to equip a pump with a wet electrical connection system so that a pump can be retrofitted and installed without having to retrofit the entire pump completion system. pit.

[008] Existem tecnologias conhecidas na arte onde a potência para operar bombas de furo de poço individuais pode ser engatada e desengatada no fundo de furo no furo de poço, como por exemplo um comutador hidraulicamente ativado provido por RMS Pumptools, North Meadows Oldmeldrum Aberdeenshire AB51 0GQ, Reino Unido e descrito na patente norte-americana 8.353.352 concedida a Leitch. É também possível implementar um sistema de resolução eletrônica de fundo de furo, que poderia ser usado para engatar e desengatar potência elétrica para bombas de furo de poço individuais ou múltiplas. Operação de um sistema de resolução de fundo de furo pode ser executada usando um cabo de potência de ESP, ou usando um cabo separado que pode também ser usado para sensores se fundo de furo e similares. Um tal sistema de comutação pode ser incorporado em um acoplador de ESP como descrito na patente norte-americana 9.166,352 concedida a Hansen. Também um comutador de fundo de furo é descrito na publicação de pedido de patente norte-americana 2015/003717, intitulada, “Electric submersible pump having a plurality of motors”.[008] There are technologies known in the art where the power to operate individual borehole pumps can be engaged and disengaged at the bottom of the borehole in the borehole, such as a hydraulically activated switch provided by RMS Pumptools, North Meadows Oldmeldrum Aberdeenshire AB51 0GQ, UK and described in US Patent 8,353,352 issued to Leitch. It is also possible to implement an electronic downhole resolution system, which could be used to engage and disengage electrical power for single or multiple borehole pumps. Operation of a downhole resolution system can be performed using an ESP power cable, or using a separate cable which can also be used for downhole sensors and the like. Such a switching system can be incorporated into an ESP coupler as described in U.S. Patent 9,166,352 issued to Hansen. Also a downhole switch is described in US patent application publication 2015/003717 entitled, "Electric submersible pump having a plurality of motors".

summary

[009] Em um aspecto, a invenção se refere a um sistema de bomba para um furo de poço. Um sistema de bomba de acordo com este aspecto da invenção inclui uma tubulação de produção aninhada dentro de um revestimento em um furo de poço ou disposta dentro de um furo de poço aberto. Pelo menos duas bombas são dispostas na tubulação de produção e axialmente espaçadas uma da outra. Pelo menos uma dentre as pelo menos duas bombas é removível da tubulação de produção enquanto que a tubulação de produção permanece no lugar no furo de poço. Pelo menos um conduto de admissão de fluido é disposto fora da tubulação de produção e dentro do furo de poço. O pelo menos um conduto de admissão de fluido está em comunicação fluídica com um interior da tubulação de produção abaixo de uma inferior dentre as pelo menos duas bombas e em uma posição de uma admissão de uma superior dentre as pelo menos duas bombas. Pelo menos um conduto de descarga de fluido é disposto fora da tubulação e dentro do furo de poço. O pelo menos um conduto de descarga de fluido está em comunicação fluídica com o interior da tubulação de produção próximo de uma descarga da inferior dentre as pelo menos duas bombas e acima da superior dentre as pelo menos duas bombas.[009] In one aspect, the invention relates to a pump system for a well bore. A pump system in accordance with this aspect of the invention includes production piping nested within a casing in a wellbore or disposed within an open-hole. At least two pumps are arranged in the production pipeline and axially spaced from each other. At least one of the at least two pumps is removable from the production piping while the production piping remains in place in the borehole. At least one fluid intake conduit is arranged outside the production pipeline and inside the wellbore. The at least one fluid intake conduit is in fluid communication with an interior of the production pipeline below the lower one of the at least two pumps and at a position of an intake of the upper one of the at least two pumps. At least one fluid discharge conduit is arranged outside the pipeline and inside the borehole. The at least one fluid discharge conduit is in fluid communication with the interior of the production pipeline near a discharge from the lower one of the at least two pumps and above the upper one of the at least two pumps.

[0010] Um método para bombear fluido a partir de furo de poço de acordo com um outro aspecto da invenção inclui operar pelo menos uma de pelo menos duas bombas dispostas em uma tubulação de produção disposto no furo de poço. Pelo menos uma dentre as pelo menos duas bombas é removível da tubulação de produção enquanto a tubulação de produção permanece no lugar no furo de poço, pelo menos um conduto de admissão de fluido sendo disposto fora da tubulação de produção e dentro do furo de poço, o pelo menos um conduto de admissão de fluido estando em comunicação com um interior da tubulação de produção abaixo de uma inferior dentre as pelo menos duas bombas e em uma posição de uma admissão de uma superior dentre as pelo menos duas bombas, pelo menos um conduto de descarga de fluido sendo disposto fora da tubulação e dentro do furo de poço, o pelo menos um conduto de descarga de fluido estando em comunicação fluídica com o interior da tubulação de produção próximo de uma descarga da inferior dentre as pelo menos duas bombas e ou próximo de uma admissão de ou acima da superior dentre as pelo menos duas bombas.[0010] A method for pumping fluid from a wellbore according to a further aspect of the invention includes operating at least one of at least two pumps disposed in a production pipeline disposed in the wellbore. At least one of the at least two pumps is removable from the production piping while the production piping remains in place in the wellbore, at least one fluid inlet conduit being arranged outside the production piping and within the wellbore, o at least one fluid intake conduit being in communication with an interior of the production piping below a lower one of the at least two pumps and at a position of an intake of an upper one of the at least two pumps, at least one conduit discharge pipe being disposed outside the pipeline and inside the wellbore, the at least one fluid discharge conduit being in fluid communication with the interior of the production pipeline close to a discharge from the lower one of the at least two pumps and/or close to an inlet of or above the upper of the at least two pumps.

[0011] Outros aspectos e possíveis vantagens da presente invenção vão ficar evidentes a partir da descrição e das reivindicações que se seguem.[0011] Other aspects and possible advantages of the present invention will become apparent from the description and claims that follow.

Brief Description of the Drawings

[0012] A Fig. 1 ilustra um furo de poço consistindo de um revestimento com uma tubulação de produção dentro dele, onde a tubulação de produção incorpora diversas bombas.[0012] Fig. 1 illustrates a wellbore consisting of a casing with a production pipeline therein, where the production pipeline incorporates several pumps.

[0013] As Figs. 2A, 2B e 2C ilustram um método de instalas duas ESPs em tandem, onde a produção de fluido a partir de um reservatório entre nas admissões das ESPs a partir do lado do revestimento.[0013] Figs. 2A, 2B and 2C illustrate a method of installing two ESPs in tandem, where fluid production from a reservoir enters the ESP intakes from the casing side.

[0014] A Fig. 3 ilustra uma tubulação de produção com diversas bombas recuperáveis colocadas dentro da tubulação a várias profundidades.[0014] Fig. 3 illustrates a production pipeline with several recoverable pumps placed within the pipeline at various depths.

[0015] A Fig. 4 ilustra uma tubulação de produção com diversas bombas não recuperáveis colocadas dentro da tubulação a várias profundidades.[0015] Fig. 4 illustrates a production pipeline with several non-recoverable pumps placed within the pipeline at various depths.

[0016] A Fig. 5 ilustra que uma combinação de uma bomba permanentemente montada e uma ou mais bombas recuperáveis é também possível, combinando aquilo que é ilustrado na Fig. 3 e na Fig. 4.[0016] Fig. 5 illustrates that a combination of a permanently mounted pump and one or more recallable pumps is also possible, combining what is illustrated in Fig. 3 and in Fig. 4.

[0017] A Fig. 6 ilustra um corte transversal do furo de poço com a bomba (incluindo possíveis acoplador/conexão elétrica), o cabo elétrico e diversos condutos de transporte de fluido.[0017] Fig. 6 illustrates a cross-section of the wellbore with the pump (including possible coupler/electrical connection), the electrical cable and various fluid transport conduits.

[0018] As Figs. 7A e 7B ilustram a diferença entre usar uma bomba com um menor diâmetro externo e/ou menor comprimento para ser capas de ser estendida ainda mais em furos de poço com alta severidade de variação de trajetória.[0018] Figs. 7A and 7B illustrate the difference between using a pump with a smaller outside diameter and/or shorter length to be able to be extended further in boreholes with high severity of trajectory variation.

[0019] A Fig. 8 ilustra um exemplo em corte transversal de uma coluna de revestimento onde uma ESP, uma conexão elétrica a úmido, cabo de ESP e colunas tubulação de derivação são mostradas.[0019] Fig. 8 illustrates a cross-sectional example of a casing string where an ESP, wet electrical connection, ESP cable, and branch pipe columns are shown.

[0020] A Fig. 9 ilustra como um conjunto de ESP pode ser configurado, incluindo o sistema de conexão elétrica a úmido.[0020] Fig. 9 illustrates how an ESP assembly can be configured, including the wet electrical connection system.

[0021] A Fig. 10 ilustra como um dispositivo separador de gás pode ser incorporado abaixo da distribuição de fluido para as bombas montadas acima.[0021] Fig. 10 illustrates how a gas separator device can be incorporated below the fluid distribution for the pumps mounted above.

[0022] A Fig. 11 ilustra um sistema reforçador recebendo gás a partir de um ou diversos condutos de alimentação de gás e então descarregando o gás nos fluidos produzidos a partir de uma ou diversas bombas de furo de poço.[0022] Fig. 11 illustrates a booster system receiving gas from one or several gas feed pipes and then discharging the gas into produced fluids from one or several borehole pumps.

[0023] A Fig. 12 ilustra um sistema de separação de gás localizado abaixo do sistema de bomba, onde o sistema de separação está vedando externamente contra o revestimento de produção.[0023] Fig. 12 illustrates a gas separation system located below the pump system, where the separation system is externally sealing against the production liner.

Detailed Description

[0024] A presente invenção descreve estruturas em que uma pluralidade de bombas de fluido de furo de poço pode ser instalada em um furo de poço como unidades individuais, onde cada bomba abaixo de uma bomba a mais superior transfere fluidos para um local acima da bomba a mais superior, ou para uma área abaixo da bomba a mais superior, se a bomba a mais superior é capaz de bombear o volume combinado fornecido a partir das bombas abaixo. Condutos de derivação (fluxo) podem ser previstos para transportar fluidos de reservatório a partir de abaixo da bomba a mais inferior para uma ou mais bombas montadas acima da bomba a mais inferior, assim como transportar fluidos a partir das várias bombas para um local abaixo e/ou acima da bomba a mais superior. Um ou diversos tubos de transporte de fluido que podem ser dispostos entre cada bomba de bomba requerido podem ser previstos em algumas modalidades para obter uma taxa aumentada de transporte de fluido para a superfície. A distância axial ao longo do furo de poço entre as várias bombas pode ser diferente. Utilizar três bombas, por exemplo, onde duas bombas em operação fornecem vazão de fluido suficiente para a superfície, proporciona redundância e produção mais confiável. Se uma das duas bombas em operação falha, a terceira bomba pode ser ativada para retomar a taxa de elevação de fluido requerida total para a superfície.[0024] The present invention describes structures in which a plurality of wellbore fluid pumps can be installed in a wellbore as individual units, where each pump below a topmost pump transfers fluids to a location above the pump the topmost pump, or to an area below the topmost pump, if the topmost pump is capable of pumping the combined volume delivered from the pumps below. Bypass (flow) conduits may be provided to carry reservoir fluids from below the lowest pump to one or more pumps mounted above the lowest pump, as well as convey fluids from the various pumps to a location below and / or above the topmost pump. One or several fluid transport tubes that can be disposed between each required pump pump can be provided in some embodiments to obtain an increased rate of fluid transport to the surface. The axial distance along the borehole between the various pumps can be different. Using three pumps, for example, where two pumps in operation provide sufficient fluid flow to the surface, provides redundancy and more reliable production. If one of the two operating pumps fails, the third pump can be activated to resume the required full fluid lift rate to the surface.

[0025] Usando um ou mais acopladores de conexão a úmido, como por exemplo o acoplador descrito na patente norte-americana 9.166.352 concedida a Hansen, as bombas podem ser substituídas com uma leve intervenção no furo de poço em vez de ter de mobilizar e usar um equipamento de perfuração muito mais dispendioso.[0025] Using one or more wet connection couplers, such as the coupler described in US patent 9,166,352 granted to Hansen, the pumps can be replaced with a slight intervention in the wellbore instead of having to mobilize and using much more expensive drilling equipment.

[0026] Em algumas modalidades, um obturador de produção (vedação anular entre um revestimento de furo de poço e uma tubulação de produção aninhada) pode ser montada sobre a tubulação de produção abaixo das bombas, mas pode também ser montada sobre a tubulação de produção acima das bombas se requerido. Este último método é mais complexo, porque o obturador vai precisar ter dispositivos de derivação para possibilitar passar através do cabo elétrico. Porém, obturadores de bomba com derivação anular é hoje em dia uma tecnologia comumente disponível.[0026] In some embodiments, a production plug (annular seal between a wellbore casing and a nested production pipeline) can be mounted on the production pipeline below the pumps, but it can also be mounted on the production pipeline above pumps if required. This last method is more complex, because the plug will need to have bypass devices to make it possible to pass through the electrical cable. However, annular bypass pump plugs are now a commonly available technology.

[0027] Em algumas modalidades, uma completação de poço pode consistir de uma ESP permanentemente instalada de maior diâmetro externo, capaz de elevar a vazão de fluido requerida total por quantidade de fluido combinada com uma ou diversas ESPs recuperáveis (por exemplo, ESPs recuperáveis de cabo metálico ou tubulação espiralada). As ESPs recuperáveis podem funcionar como uma reserva para a bomba permanentemente montada, e pode também ser dimensionada para ser em conjunto capaz de fornecer a vazão de fluido requerida total.[0027] In some embodiments, a well completion may consist of a permanently installed ESP of greater external diameter, capable of raising the total required fluid flow per amount of fluid combined with one or several recoverable ESPs (for example, ESPs recoverable from metallic cable or coiled tubing). The recoverable ESPs can function as a backup for the permanently mounted pump, and can also be sized to be together capable of delivering the total required fluid flow.

[0028] Em algumas modalidades, um separador de gás pode ser instalado abaixo das ESPs, onde gás pode ser descarregado em uma área acima das ESPs. O sistema de separação de gás pode ser recuperável por cabo metálico, tubulação espiralada ou similar, ou pode também ser permanentemente montada como parte da tubulação de produção.[0028] In some embodiments, a gas separator can be installed below the ESPs, where gas can be discharged into an area above the ESPs. The gas separation system can be retrievable by metallic cable, spiral piping or similar, or it can also be permanently mounted as part of the production piping.

[0029] Embora as várias modalidades descritas aqui sejam descritas em termos de um furo de poço tendo um revestimento disposto no mesmo, vai ser apreciado por aqueles especialistas na técnica que os vários aspectos de sistemas de bomba de acordo com a presente invenção podem ser usados em furos de poço que não têm revestimento (“furos de poço abertos”), e o escopo da invenção deve ser interpretado consequentemente.[0029] Although the various embodiments described herein are described in terms of a borehole having a casing disposed therein, it will be appreciated by those skilled in the art that the various aspects of pump systems in accordance with the present invention can be used in boreholes that have no casing (“openhole boreholes”), and the scope of the invention should be interpreted accordingly.

[0030] A Fig. 1 ilustra um exemplo de furo de poço tendo um revestimento 14 disposto no furo de poço (não mostrado separadamente) para isolar hidraulicamente formações dispostas fora do revestimento 14 e para manter a integridade mecânica do furo de poço. O revestimento 14 pode compreender uma tubulação de produção aninhada 12 dentro dele, onde a tubulação de produção 12 inclui uma pluralidade de bombas, por exemplo, bombas elétricas submersíveis (ESPs). Na presente modalidade exemplificativa, a tubulação 12 compreende três bombas axialmente espaçadas apart, mostradas em 10A, 10B e 10C, respectivamente. Uma vedação anular 16, frequentemente referida como um obturador, obturador de produção ou uma haste de vedação de união, pode estar localizada próxima da extremidade inferior da tubulação de produção 12 no espaço anular entre a tubulação de produção 12 e o revestimento 14. As bombas 10A, 10B, 10C podem ser dispostas na tubulação de produção 12 acima da vedação anular 16. Cada bomba 10A, 10B, 10C tem um trajeto de fluido dedicado a partir do furo de poço abaixo da vedação anular 16 até a respectiva admissão de cada bomba 10A, 10B, 10C. Na presente modalidade, a bomba a mais inferior 10C pode ter seu trajeto de admissão através da parte da tubulação de produção 12 disposta abaixo da bomba a mais inferior 10C. As bombas do meio 10B e a superior 10A podem ter linhas de fluxo de admissão correspondente 22B, 22A que são conectadas fluidamente, em 22B1 e 22A1, respectivamente ao interior da tubulação de produção 12 abaixo da bomba a mais inferior 10C. Cada uma dentre a bomba a mais inferior 10C e a bomba do meio 10B pode ter também um respectivo conduto de descarga de fluido 24C, 24B acima de cada bomba a 10C, 10B. Tais condutos de descarga de fluido 24C, 24B podem ser conectados fluidamente ao interior da tubulação de produção 12 acima da bomba a mais superior 10A em conexões 24C1, 24B1, respectivamente. Cada linha de fluxo de admissão de fluido 22A, 22B assim como cada conduto de descarga de fluido 24B, 24C pode consistir de uma pluralidade de condutos individuais dispostos no espaço anular entre as linhas do revestimento 14 e da tubulação de produção 12 para obter alta capacidade de fluxo de fluido com um diâmetro externo total das bombas 10A, 10B, 10C e linhas 22A, 22B, 24A, 24B tão pequeno quanto prático tudo quando os componentes são montados e inseridos no revestimento 14. Se as bombas 10A, 10B, 10C são adequadamente dimensionadas para vazão, se uma das bombas falha, esta falha não afeta a operação das outras bombas, e a plena vazão de fluido a partir do furo de poço até a superfície pode ser mantida. É importante entender que os desenhos não estão em escala. Também, bombas de uma menor dimensão podem ser usadas, onde a vazão de fluido total requerida é obtida pela maioria das ou todas as bombas sendo operacionais. Também, deve ficar entendido que cada bomba 10A, 10B, 10C pode ter um ou diversos condutos de fluxo de fluido para e/ou a partir de cada um dos respectivos locais de admissão e descarga descritos acima. Os locais de admissão e descarga para os respectivos condutos de fluxo de fluido vão depender da configuração e do número de bombas usadas em qualquer modalidade particular.[0030] Fig. 1 illustrates an example borehole having a casing 14 disposed in the borehole (not shown separately) to hydraulically isolate formations disposed outside the casing 14 and to maintain the mechanical integrity of the borehole. The casing 14 may comprise a nested production pipeline 12 therein, where the production pipeline 12 includes a plurality of pumps, for example electric submersible pumps (ESPs). In the present exemplary embodiment, the pipeline 12 comprises three pumps axially spaced apart, shown at 10A, 10B and 10C, respectively. An annular seal 16, often referred to as a plug, production plug, or union seal rod, may be located near the lower end of the production pipeline 12 in the annular space between the production pipeline 12 and the casing 14. The pumps 10A, 10B, 10C can be arranged in production piping 12 above annular seal 16. Each pump 10A, 10B, 10C has a dedicated fluid path from the wellbore below annular seal 16 to each pump's respective intake 10A, 10B, 10C. In the present embodiment, the lowest pump 10C can have its intake path through the part of the production pipeline 12 disposed below the lowest pump 10C. The middle pumps 10B and the top 10A may have corresponding inlet flow lines 22B, 22A which are fluidly connected, at 22B1 and 22A1, respectively to the interior of the production pipeline 12 below the bottommost pump 10C. Each of the lowermost pump 10C and the middle pump 10B may also have a respective fluid discharge conduit 24C, 24B above each pump at 10C, 10B. Such fluid discharge conduits 24C, 24B may be fluidly connected to the interior of the production pipeline 12 above the uppermost pump 10A at connections 24C1, 24B1, respectively. Each fluid intake flow line 22A, 22B as well as each fluid discharge conduit 24B, 24C may consist of a plurality of individual conduits disposed in the annular space between the casing 14 and production pipeline 12 lines to obtain high capacity. of fluid flow with a total outside diameter of pumps 10A, 10B, 10C and lines 22A, 22B, 24A, 24B as small as practical all when components are assembled and inserted into liner 14. If pumps 10A, 10B, 10C are properly sized for flow, if one of the pumps fails, this failure does not affect the operation of the other pumps, and the full flow of fluid from the wellbore to the surface can be maintained. It is important to understand that the drawings are not to scale. Also, smaller sized pumps can be used where the full fluid flow required is achieved by most or all of the pumps being operational. Also, it should be understood that each pump 10A, 10B, 10C may have one or several conduits for fluid flow to and/or from each of the respective intake and discharge locations described above. The intake and discharge locations for the respective fluid flow conduits will depend on the configuration and number of pumps used in any particular embodiment.

[0031] Na modalidade exemplificativa mostrada na Fig. 1, a tubulação de produção 12 pode compreender um acoplador elétrico e mecânico conjugável a úmido 18A, 18B, 18C para assentar cada respectiva bomba 10A, 10B, 10C e fazer conexão elétrica com cada respectiva bomba 10A, 10B, 10C. Além do mais, as linhas 22A, 22B, 24A, 24B podem ser afixadas à tubulação de produção 12 antes da ou durante a inserção da tubulação de produção 12 no revestimento 14. Os acopladores elétricos e mecânicos conjugáveis a úmido 18A, 18B, 18C podem ser substancialmente como descrito na patente norte-americana 9.166.352 concedida a Hansen. Em tal caso, as bombas 10A, 10B, 10C podem ser inseridas e assentadas em suas respectivas posições dentro da tubulação de produção 12 por meio de transporte tal como cabo metálico (cabo elétrico blindado), tubulação espiralada ou tubulação juntada. As bombas 10A, 10B 10C podem ser igualmente removidas partir da tubulação de produção se e quando necessário. Vai ser apreciado por aqueles especialistas na técnica que usar transporte por cabo metálico para as bombas 10A, 10B, 10C pode prover vantagens operacionais tais como custo de transporte mais baixo e custo de operação mais baixo.[0031] In the exemplary modality shown in Fig. 1, the production pipeline 12 may comprise a wet-fitting electrical and mechanical coupler 18A, 18B, 18C for seating each respective pump 10A, 10B, 10C and making electrical connection to each respective pump 10A, 10B, 10C. Furthermore, lines 22A, 22B, 24A, 24B may be attached to production piping 12 prior to or during insertion of production piping 12 into casing 14. Wet-fit electrical and mechanical couplers 18A, 18B, 18C may be substantially as described in U.S. Patent 9,166,352 issued to Hansen. In such a case, the pumps 10A, 10B, 10C can be inserted and seated in their respective positions within the production pipeline 12 by means of transport such as metallic cable (shielded electrical cable), coiled tubing or spliced tubing. Pumps 10A, 10B and 10C can also be removed from the production pipeline if and when required. It will be appreciated by those skilled in the art that using wire rope transport for the pumps 10A, 10B, 10C can provide operational advantages such as lower cost of transport and lower cost of operation.

[0032] As Figs. 2A, 2B e 2C ilustram uma configuração conhecida para instalar múltiplas ESPs 10A, 10B em tandem. As bombas 10A, 10 são dispostas fora da tubulação de produção 12 e têm suas respectivas admissões em comunicação fluídica com o interior do revestimento (14 na Fig. 1). A descarga a partir de cada bomba 10A, 10B é conectada ao interior da tubulação de produção usando um conector em Y 28 acoplado dentro da tubulação de produção 12 ao longo de uma perna do conector em Y 28 e tendo um acoplamento com a descarga de cada bomba 10A, 10B através da outra perna do conector em Y 28. O inconveniente da configuração mostrada nas Figs. 2A, 2B e 2C é que o revestimento (14 na Fig. 1) é submetido a erosão de fluxo por causa da alta velocidade de fluxo de fluido no espaço anular, assim como tendo uma ferramenta em Y 28 no topo de cada bomba 10A, 10B. Um outro inconveniente possível é que a perna conectada à tubulação de cada conector em Y 28 precisa ser grande o bastante para permitir instalação e recuperação de um tampão de obturação 27, que reduz a quantidade de espaço disponível para as bombas 10A, 10B. Um outro método típico é montar um capuz externo sobre um conjunto de ESP, como uma alternativa à abordagem de tubo de derivação descrita neste pedido de patente. Usar tubos de derivação vai permitir mais espaço para a ESP e, portanto, tem- se uma vantagem em relação a usar um capuz. Também, usar um capuz evita a capacidade de utilizar ESPs recuperáveis.[0032] Figs. 2A, 2B and 2C illustrate a known configuration for installing multiple ESPs 10A, 10B in tandem. The pumps 10A, 10 are arranged outside the production pipeline 12 and have their respective intakes in fluid communication with the inside of the casing (14 in Fig. 1). The discharge from each pump 10A, 10B is connected to the interior of the production pipeline using a Y-connector 28 coupled into the production pipeline 12 along one leg of the Y-connector 28 and having a coupling with the discharge of each pump 10A, 10B through the other leg of Y-connector 28. The drawback of the configuration shown in Figs. 2A, 2B and 2C is that the casing (14 in Fig. 1) is subjected to flow erosion because of the high fluid flow velocity in the annular space, as well as having a Y-tool 28 on top of each pump 10A, 10B. Another possible drawback is that the leg connected to the piping of each Y-connector 28 needs to be large enough to allow installation and retrieval of a blanking plug 27, which reduces the amount of space available for the pumps 10A, 10B. Another typical method is to mount an external hood over an ESP assembly, as an alternative to the bypass approach described in this patent application. Using branch tubes will allow more space for the ESP and therefore has an advantage over using a hood. Also, wearing a hood prevents the ability to use recoverable ESPs.

[0033] A Fig. 3 ilustra uma tubulação de produção com diversas bombas recuperáveis 10A. 10B, 10C colocadas dentro da tubulação de produção 12 em várias posições axiais ao longo do interior da tubulação de produção 12. As bombas recuperáveis 10A, 10B, 10C podem ser puxadas para a superfície a partir de dentro da tubulação de produção 12, assim como instaladas através da mesma, sem ter de puxar a tubulação de produção 12 para a superfície. Um respectivo acoplador elétrico conjugável a úmido 18A, 18B, 18C para cada bomba 10A, 10B, 10C é pré-instalado na tubulação de produção 12, sendo por exemplo do tipo conforme descrito na patente norte- americana 9.166.352 concedida a Hansen. Tubos de admissão e descarga de fluido podem ser similares àqueles explicados com referência à Fig. 1. Sendo bombas recuperáveis, um sistema de vedação sobre cada bomba é requerido para eliminar quaisquer fluxos cruzados e vazamentos indesejados.[0033] Fig. 3 illustrates a production pipeline with several 10A recoverable pumps. 10B, 10C placed within the production pipeline 12 at various axial positions along the interior of the production pipeline 12. Retrievable pumps 10A, 10B, 10C can be pulled to the surface from within the production pipeline 12, as well as installed through it, without having to pull the production pipeline 12 to the surface. A respective wet-fit electrical coupler 18A, 18B, 18C for each pump 10A, 10B, 10C is pre-installed in the production pipeline 12, for example being of the type as described in US Patent 9,166,352 issued to Hansen. Fluid intake and discharge pipes can be similar to those explained with reference to Fig. 1. Being recoverable pumps, a sealing system over each pump is required to eliminate any cross flows and unwanted leaks.

[0034] A Fig. 4 ilustra uma tubulação de produção 12 com diversas bombas não recuperáveis 110A, 110B, 110C colocadas dentro da tubulação de produção 12 em várias posições axiais. Em caso de falha de uma ou mais das bombas 110A, 110B, 110C, a tubulação de produção 12 vai precisar ser puxada para a superfície para substituição de qualquer uma das bombas. Os tubos de admissão e descarga de fluido podem ser substancialmente como explicados com referência à Fig. 1.[0034] Fig. 4 illustrates a production pipeline 12 with a plurality of non-returnable pumps 110A, 110B, 110C placed within the production pipeline 12 in various axial positions. In the event of failure of one or more of the pumps 110A, 110B, 110C, the production pipeline 12 will need to be pulled to the surface for replacement of any one of the pumps. The fluid intake and discharge pipes can be substantially as explained with reference to Fig. 1.

[0035] A Fig. 5 ilustra que uma combinação de uma bomba permanentemente montada 110C e uma ou mais bombas recuperáveis 10A, 10B é também possível, combinado o que é ilustrado na Fig. 3 e na Fig. 4. Aqui, a bomba permanentemente montada 110C pode ser capaz de elevar a vazão de fluido requerida total para a superfície, onde reserva é provida por uma ou diversas bombas recuperáveis 10A, 10B que iriam também ser capazes de, em combinação, elevar a vazão de fluido requerida total para a superfície. Em caso de falha ou falta de desempenho da bomba permanente 110C, as bombas de reserva 10A, 10B podem ser engatadas. Se uma ou diversas das bombas de reserva 10A, 10B também falharem, é possível substituir as mesmas sem ter de remover a tubulação de produção 12. As linhas de fluxo para admissão e descarga das bombas 10A. 10B, 110C pode ser substancialmente como explicado com referência à FIG. 1. Similarmente, cada uma das bombas recuperáveis 10A, 10B pode ser assentada em um respectivo conector conjugável a úmido 18A, 18B também como explicado com referência à Fig. 1.[0035] Fig. 5 illustrates that a combination of a permanently mounted pump 110C and one or more recoverable pumps 10A, 10B is also possible, combining what is illustrated in Fig. 3 and in Fig. 4. Here, the permanently mounted pump 110C may be capable of raising the total required fluid flow to the surface, where reserve is provided by one or several recoverable pumps 10A, 10B which would also be capable of, in combination, raising the flow of total required fluid to the surface. In case of failure or lack of performance of the permanent pump 110C, the reserve pumps 10A, 10B can be engaged. If one or several of the standby pumps 10A, 10B also fail, it is possible to replace them without having to remove the production piping 12. The flow lines for intake and discharge of the pumps 10A. 10B, 110C can be substantially as explained with reference to FIG. 1. Similarly, each of the retrievable pumps 10A, 10B can be seated in a respective wet mating connector 18A, 18B also as explained with reference to Fig. 1.

[0036] A Fig. 6 ilustra um corte transversal do furo de poço com uma das bombas, por exemplo bomba 10B na Fig. 1 incluindo um acoplador elétrico/mecânico conjugável a úmido 18B, um cabo elétrico 30 e diversos condutos de transporte de fluido 22A, 22B, 24A, 24B como explicado com referência à Fig. 1.[0036] Fig. 6 illustrates a cross-section of the borehole with one of the pumps, for example pump 10B in Fig. 1 including a wet pluggable electrical/mechanical coupler 18B, an electrical cable 30, and a plurality of fluid transport conduits 22A, 22B, 24A, 24B as explained with reference to FIG. 1.

[0037] As Figs. 7A e 7B ilustram a diferença em profundidade a que uma bomba pode ser movida através da tubulação de produção 12 se a bomba tem um comprimento e/ou diâmetro de acordo com a presente invenção. Na Fig. 7A uma bomba de grande diâmetro convencional 110 é mostrada sendo inserida na tubulação de produção 12 e sendo incapaz de passar por um ponto 32 no furo de poço onde a severidade de variação de trajetória é suficiente para impedir passagem adicional da bomba 110. Na Fig. 7B, usando uma bomba 10 com um menor diâmetro externo e/ou menor comprimento, a bomba 10 pode ser capaz de passar pelo ponto 32 onde a severidade de variação de trajetória detém uma bomba de maior diâmetro e/ou mais longa (como mostrado na Fig. 7A).[0037] Figs. 7A and 7B illustrate the difference in depth to which a pump can be moved through production pipeline 12 if the pump has a length and/or diameter in accordance with the present invention. In Fig. 7A a conventional large diameter pump 110 is shown being inserted into the production pipeline 12 and being unable to pass a point 32 in the wellbore where the severity of trajectory variation is sufficient to prevent further passage of the pump 110. In Fig. 7B, using a bomb 10 with a smaller outside diameter and/or shorter length, the bomb 10 may be able to pass through the point 32 where the severity of trajectory variation deters a larger diameter and/or longer bomb (as shown in Fig. 7A).

[0038] A Fig. 8 ilustra um corte transversal de um revestimento 14 onde uma ESP 10, um conector elétrico/mecânico conjugável a úmido 18, um cabo ESP 30 e condutos de fluxo 22, 24 são mostrados. O exemplo mostrado na Fig. 8 é baseado em uma ESP fabricada por Baker Hughes, Incorporated, Houston, Texas, sob a designação de modelo PASS Slimline 3.38. ESPs similares podem estar disponíveis a partir de outros fabricantes. Este tipo de ESP tem um diâmetro externo relativamente pequeno, mas é ainda capaz de elevar 2500 barris de fluido de furo de poço por dia para a superfície. Se houver uma exigência para 6-7000 barris de fluido de furo de poço por dia a serem elevados para a superfície por dia, entoa por exemplo, três de tais ESPs podem ser instaladas em uma tubulação de produção substancialmente como explicado com referência às Figs. 1 e 3. A instalação pode também incluir ESPs, substituíveis por intervenção leve onde cada ESP iria incluir um conector elétrico/mecânico conjugável a úmido, por exemplo, como explicado com referência às Figs. 1 e 3.[0038] Fig. 8 illustrates a cross-section of a sheath 14 where an ESP 10, a wet-fit electrical/mechanical connector 18, an ESP cable 30 and flow conduits 22, 24 are shown. The example shown in Fig. 8 is based on an ESP manufactured by Baker Hughes, Incorporated, Houston, Texas, under the model designation PASS Slimline 3.38. Similar ESPs may be available from other manufacturers. This type of ESP has a relatively small outside diameter, but is still capable of lifting 2500 barrels of borehole fluid per day to the surface. If there is a requirement for 6-7000 barrels of borehole fluid per day to be raised to the surface per day, then for example, three such ESPs can be installed in a production pipeline substantially as explained with reference to Figs. 1 and 3. The installation may also include ESPs, replaceable by light intervention where each ESP would include a wet-fitting electrical/mechanical connector, for example, as explained with reference to Figs. 1 and 3.

[0039] A Fig. 9 ilustra como um conjunto de ESP 10A, equivalente à bomba a mais superior mostrada na Fig. 1 pode ser colocada de forma removível dentro de um segmento (junta) da tubulação de produção 12. O conjunto de ESP 10A pode ser de tipos conhecidos na técnica e pode compreender um módulo de sensor 10A7 (tendo por exemplo, sensores de pressão, temperatura e capacitância), uma seção de motor 10A6, uma seção de vedação (protetor) 108A, uma seção de bomba (por exemplo, uma bomba centrifuga ou de cavidade progressiva), uma seção de módulo de travamento 10A3 para travar axialmente o conjunto de bomba 10A na tubulação de produção 12 e uma seção de descarga de fluido 10A2. Algumas modalidades do conjunto de ESP 10A pode compreender uma cabeça de pesca 10A1 para possibilitar recuperação do conjunto de ESP 10A usando uma cabeça de “pesca” de cabo metálico fixada à extremidade de um cabo elétrico blindado. A tubulação de produção 12 pode ser configurada, incluindo o conector elétrico/mecânico conjugável a úmido 18, substancialmente como descrito com referência à Fig. 1 e à Fig. 3. Fluido proveniente do furo de poço vai ser fornecido à admissão da bomba através da(s) linha(s) de fluxo 22A montada externamente sobre a tubulação de produção 12. A seção de bomba 10A5 vai fornecer fluido para cima até a superfície através da seção de descarga 10A2 do sistema de ESP 10A. Mesmo quando o módulo de travamento 10A3 é ilustrado na Fig. 9 par ser localizado abaixo da seção de descarga 10A2, o módulo de travamento 10A3 pode ser disposto em qualquer local axial ao longo do conjunto de ESP 10A. O conector conjugável a úmido 18 roteia potência elétrica para o sistema de ESP 10A. A seção de descarga 10A2 pode também estar no lado do conjunto de ESP 10A, descarregando fluidos em uma ou diversas linhas de descarga de fluido (ver Fig. 1) montada externamente sobre a tubulação de produção 12. O conector conjugável a úmido 18 pode compreender contatos de conector macho 18-1 sobre o sistema de ESP 10A e contatos de conector fêmea 18-2 sobre a porção de conector disposta na tubulação de produção 12. Uma seção de vedação 10A-8 pode deter o movimento de fluido axialmente dentro da tubulação de produção 12 ao longo do exterior do sistema de ESP 10A, de modo que todo o fluido descarregado pelo sistema de ESP 10A pode ser movido para dentro da tubulação de produção 12 em uma direção para a superfície.[0039] Fig. 9 illustrates how an ESP assembly 10A, equivalent to the topmost pump shown in Fig. 1 can be releasably placed within a segment (joint) of the production pipeline 12. The ESP assembly 10A can be of types known in the art and can comprise a sensor module 10A7 (having for example pressure, temperature and and capacitance), a motor section 10A6, a sealing (shield) section 108A, a pump section (e.g. a centrifugal or progressive cavity pump), a locking module section 10A3 for axially locking the pump assembly 10A in production piping 12 and a fluid discharge section 10A2. Some embodiments of the ESP assembly 10A may comprise a fishing head 10A1 to enable retrieval of the ESP assembly 10A using a metallic cable "fishing" head attached to the end of a shielded electrical cable. Production piping 12 may be configured, including wet-fit electrical/mechanical connector 18, substantially as described with reference to FIG. 1 and Fig. 3. Fluid from the borehole will be supplied to the pump inlet through flow line(s) 22A mounted externally over production piping 12. Pump section 10A5 will supply fluid upward to the surface through of the discharge section 10A2 of the ESP system 10A. Even when the locking module 10A3 is illustrated in Fig. 9 to be located below the discharge section 10A2, the locking module 10A3 can be disposed at any axial location along the ESP assembly 10A. The 18 wet-fit connector routes electrical power to the 10A ESP system. The discharge section 10A2 may also be on the side of the ESP assembly 10A, discharging fluids into one or several fluid discharge lines (see Fig. 1) mounted externally over the production piping 12. The wet-fit connector 18 may comprise male connector contacts 18-1 on the ESP system 10A and female connector contacts 18-2 on the connector portion disposed in the production pipeline 12. A sealing section 10A-8 can arrest fluid movement axially within the pipeline production pipeline 12 along the outside of the ESP system 10A, so that all fluid discharged by the ESP system 10A can be moved into the production pipeline 12 in a surface-to-surface direction.

[0040] A Fig. 10 ilustra um sistema similar ao sistema mostrado na e explicado com referência à Fig. 1 com a inclusão de um separador de gás 34 na tubulação de produção 12 abaixo da admissão da bomba a mais inferior 10C. O dispositivo separador de gás 34 pode ser de um tipo recuperável assentado dentro da tubulação de produção 12, ou ele pode ser um componente permanente como parte da tubulação de produção 12. Gás é descarregado a partir do separador de gás 34 para um ou mais tubos de descarga de gás 36 montados externamente sobre a tubulação de produção 12, estendendo-se para um local axialmente acima das bombas 10A, 10B, 10C. Ter o separador de gás 34 pode aumentar a eficiência de operação das bombas 10A, 10B, 10C reduzindo cavitação ou travamento a gás das bombas 10A, 10B, 10C.[0040] Fig. 10 illustrates a system similar to the system shown in and explained with reference to Fig. 1 with the inclusion of a gas separator 34 in the production line 12 below the intake of the lowest pump 10C. The gas separator device 34 may be a retrievable type seated within the production pipeline 12, or it may be a permanent component as part of the production pipeline 12. Gas is discharged from the gas separator 34 into one or more pipes. gas discharge outlets 36 mounted externally over production piping 12, extending to a location axially above pumps 10A, 10B, 10C. Having gas separator 34 can increase the operating efficiency of pumps 10A, 10B, 10C by reducing cavitation or gas lock of pumps 10A, 10B, 10C.

[0041] A Fig. 11 ilustra um sistema reforçador 38 recebendo gás em uma entrada do mesmo a partir de um ou vários condutos de alimentação de gás 36, por exemplo como explicado com referência à Fig. 10, e então descarregando o gás nos fluidos produzidos a partir de uma ou diversas bombas de furo de poço, por exemplo, 10A na Fig. 11. O sistema reforçador 38 pode ser energizado por um cabo elétrico, por exemplo, 30, por fluido de potência hidráulica suprido a partir da superfície através de uma ou diversas linhas de controle hidráulicas ou pelo fluido descarregado a partir de uma ou diversas bombas de furo de poço localizadas abaixo do reforçador 38. A Fig. 11 omite possíveis linhas de fluxo de descarga e admissão de fluido a partir de bombas de furo de poço que podem estar localizadas no furo de poço abaixo da bomba ilustrada 10A para clareza da ilustração. O reforçador 38 mostrado na Fig. 11 é aplicável a qualquer sistema como descrito aqui, especificamente incluindo, mas sem limitação, aqueles mostrados na e explicado com referência à Fig. 1, Fig. 3, Fig. 4 e Fig. 10. A função do reforçador é puxar gás a partir de abaixo da(s) bomba(s) e então pressurizar o gás o bastante para o gás ser descarregado na tubulação de produção 12 acima da(s) bomba(s).[0041] Fig. 11 illustrates a booster system 38 receiving gas at an inlet thereof from one or more gas supply conduits 36, for example as explained with reference to Fig. 10, and then discharging the gas into fluids produced from one or several borehole pumps, for example 10A in Fig. 11. The booster system 38 may be energized by an electrical cable, for example, 30, by hydraulic power fluid supplied from the surface through one or several hydraulic control lines, or by fluid discharged from one or several booster pumps. borehole located below booster 38. Fig. 11 omits possible fluid discharge and intake flow lines from borehole pumps which may be located in the borehole below the illustrated pump 10A for clarity of illustration. The booster 38 shown in Fig. 11 is applicable to any system as described herein, specifically including, but not limited to, those shown in and explained with reference to Fig. 1, Fig. 3, Fig. 4 and Fig. 10. The function of the booster is to draw gas from below the pump(s) and then pressurize the gas sufficiently for the gas to be discharged into production piping 12 above the pump(s).

[0042] A Fig. 12 ilustra uma modalidade exemplificativa de um separador de gás tal como mostrado na Fig. 10 em mais detalhe. O separador de gás 34 pode vedar externamente contra o interior do revestimento 14. Fluidos e gás 46 provenientes de um reservatório escoam para dentro do separador de gás 36 através de aberturas apropriadas 116A em um obturador inferior 116 para uma área entre um tubo interno 34A e um tubo externo 34B do separador de gás 34. Depois disso os fluidos e gás 46 deixam a seção superior para dentro da área fora do separador de gás 34, seguindo-se o deslocamento até orifícios de admissão no lado inferior do separador 34. Isto resulta em gás 40 separando e subindo para a seção superior do separador de gás 34, e então entrando através de um obturador superior 216 para, por exemplo, um ou diversos tubos de descarga de gás 36 estendendo-se até a superfície, ou acoplados a uma área acima da(s) bomba(s) de furo de poço como descrito e explicado com referência às Figs. 10 e 11. Deve ser notado que em vez de ter fluidos e gás em contato com o revestimento 14 fora do separador de gás 34, os fluidos e gás podem também estar contidos dentro de um alojamento externo concêntrico, ou dentro de um ou diversos tubos montados externamente.[0042] Fig. 12 illustrates an exemplary embodiment of a gas separator as shown in Fig. 10 in more detail. The gas separator 34 can seal externally against the interior of the liner 14. Fluids and gas 46 from a reservoir flow into the gas separator 36 through appropriate openings 116A in a lower plug 116 to an area between an inner tube 34A and an outer tube 34B of the gas separator 34. Thereafter the fluids and gas 46 leave the upper section into the area outside the gas separator 34, followed by travel to inlet ports on the underside of the separator 34. This results in in gas 40 separating and ascending to the upper section of the gas separator 34, and then entering through an upper plug 216 to, for example, one or several gas discharge tubes 36 extending to the surface, or attached to a area above the borehole pump(s) as described and explained with reference to Figs. 10 and 11. It should be noted that instead of having fluids and gas in contact with the casing 14 outside the gas separator 34, the fluids and gas may also be contained within a concentric outer housing, or within one or several tubes. externally mounted.

[0043] Embora apenas uns poucos exemplos tenham sido descritos em detalhe acima, aqueles especialistas na técnica vão prontamente apreciar que muitas modificações são possíveis nos exemplos. Consequentemente, todas estas modificações são destinadas a ser incluídas dentro do escopo desta invenção conforme definida nas reivindicações que se seguem.[0043] Although only a few examples have been described in detail above, those skilled in the art will readily appreciate that many modifications are possible to the examples. Accordingly, all these modifications are intended to be included within the scope of this invention as defined in the claims that follow.

Claims

1. Pump system for a wellbore, characterized in that it comprises: a production pipe (12) disposed in a wellbore; at least two pumps (10A, 10C) arranged in the production pipeline (12) and axially spaced from each other, at least one of the at least two pumps (10A, 10C) being removable from the production pipeline while the production pipeline ( 12) stays in place in the borehole; and at least one fluid intake conduit (22A) disposed outside the production pipeline (12) and within the wellbore, the at least one fluid intake conduit (22A) being in communication with an interior of the production pipeline below a lower pump of the at least two pumps (10A, 10C) and at a position of an intake of an upper pump of the at least two pumps (10A, 10C); and at least one fluid discharge conduit (24C) disposed outside the pipeline (12) and within the wellbore, the at least one fluid discharge conduit (24C) being in fluid communication with the interior of the nearby production pipeline from an outlet from the lower pump of the at least two pumps (10A, 10C) and at or near an intake from or above the upper pump of the at least two pumps (10A, 10C).

2. System according to claim 1, characterized by the fact that at least the upper pump among the at least two pumps is seated in an electrical/mechanical connector (18A, 18C) that can be connected to wet disposed in the production piping.

3. System according to claim 1, characterized in that it additionally comprises a gas separator (34) arranged in the production pipe below the lower pump among the at least two pumps, the gas separator having at least one conduit for gas discharge (36) disposed outside the piping and inside the wellbore, the gas discharge conduits being in fluid communication with the interior of the production piping above the upper pump among the at least two pumps.

4. System according to claim 3, characterized in that it additionally comprises a booster (38) arranged above the upper pump among the at least two pumps having an intake in fluid communication with the at least one gas discharge conduit, an outlet of the booster being in fluid communication with an interior of the production pipeline.

5. System according to claim 3, characterized in that the gas separator comprises an inner tube (34A) nested within an outer tube (34B) having fluid inlet holes, the inner tube having fluid inlet holes fluid in an axial position below the fluid inlet holes in the outer tube, a seal disposed between the inner tube and the outer tube arranged in a longitudinal position above the fluid inlet holes in the outer tube, the seal having at least one tube gas discharge passing through it.

6. System according to claim 1, characterized in that at least the upper pump among the at least two pumps is fitted in a sealable way inside the production pipe in order to prevent fluid movement between an interior of the production pipe production and an exterior of at least the upper pump of the at least two pumps.

7. System according to claim 1, characterized in that the lower pump among the at least two pumps is coupled to the production pipeline in such a way as to require removal of the production pipeline to remove the lower pump among the at least two pumps from the well hole.

8. System according to claim 1, characterized in that it additionally comprises a plurality of fluid flow conduits, each being in fluid communication with an interior of the production pipe in longitudinal positions corresponding to fluid communication positions of the hair least one fluid intake conduit.

9. System according to claim 1, characterized in that it additionally comprises a plurality of fluid flow conduits, each being in fluid communication with an interior of the production pipe in longitudinal positions corresponding to fluid communication positions of the hair least one fluid discharge conduit.

10. System according to claim 1, characterized in that each of the at least two pumps has a fluid pumping rate enabling the elevation of a full flow of fluid from the wellbore to the surface, whereby Failure of one of the at least two pumps makes it possible to replace the other pump of the at least two pumps to maintain full fluid flow from the wellbore to the surface.

11. System according to claim 1, characterized in that it additionally comprises at least one third pump (10B) arranged in the intermediate production pipeline between the upper pump of the at least two pumps and the lower pump of the at least two pumps, the at least one third pump having at least one respective fluid intake conduit (22B) disposed outside the production pipeline and inside the wellbore, the at least one respective fluid intake conduit being in communication with the interior of the production piping below the bottom pump of the at least two pumps and at a position of an intake of the at least one third pump, the at least one third pump having at least one respective fluid discharge conduit (24B) disposed outside the piping and within the wellbore, the at least one fluid discharge conduit being in fluid communication with the interior of the production piping close to an outlet of at least one third pump and either close to the inlet of or above the top one of the pumps at least two pumps.

12. System according to claim 11, characterized in that the at least one third pump is seated in a respective wet-connectable electrical/mechanical connector arranged in the production piping.

13. System according to claim 12, characterized in that the at least one third pump is removable from the production pipeline without removing the production pipeline from the wellbore.

14. Method for pumping fluid from a well hole, characterized in that it comprises: operating at least one of at least two pumps (10A, 10C) arranged in a production pipeline arranged in the well hole, at least one of the at least two pumps being removable from the production piping while the production piping remains in place in the wellbore, at least one fluid intake conduit (22A) disposed outside the production piping and within the wellbore, the at least one fluid intake conduit being in communication with an interior of the production piping below a lower pump of the at least two pumps and at a position of an intake of a higher pump of the at least two pumps, at least one fluid discharge conduit (24C) disposed outside the pipeline and within the wellbore, the at least one fluid discharge conduit being in fluid communication with the interior of the production pipeline close to a lower pump discharge of the at least two pumps and at or near an intake from or above the upper pump of the at least two pumps.

15. Method according to claim 14, characterized in that each of the at least two pumps has a fluid pumping rate enabling the elevation of a full flow of fluid from the wellbore to the surface, whereby Failure of one of the at least two pumps enables replacement of the other pump of the at least two pumps to maintain full fluid flow from the wellbore to the surface.

16. Method according to claim 14, characterized in that it additionally comprises operating at least one third pump (10B) arranged in the intermediate production pipe between the upper pump of the at least two pumps and the lower pump of the at least two pumps, the at least one third pump having at least one respective fluid intake conduit (22B) disposed outside the production piping and within the borehole, the at least one respective fluid intake conduit being in communication with the interior of the production piping below the lower pump one of the at least two pumps and at a position of an intake of the at least one third pump, the at least one third pump having at least one respective fluid discharge conduit (24B) disposed outside the pipeline and within the wellbore, the at least one fluid discharge conduit being in fluid communication with the interior of the production pipeline close to an outlet of the at least one third pump and either close to the inlet of or above the pump superior of the at least two pumps.