CA2159556A1 - Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puits - Google Patents
Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puitsInfo
- Publication number
- CA2159556A1 CA2159556A1 CA002159556A CA2159556A CA2159556A1 CA 2159556 A1 CA2159556 A1 CA 2159556A1 CA 002159556 A CA002159556 A CA 002159556A CA 2159556 A CA2159556 A CA 2159556A CA 2159556 A1 CA2159556 A1 CA 2159556A1
- Authority
- CA
- Canada
- Prior art keywords
- well
- casing
- pump
- installation
- electric motor
- Prior art date
- Legal status (The legal status 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 status listed.)
- Abandoned
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 27
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 12
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 2
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N Zirconium Chemical compound [Zr] QCWXUUIWCKQGHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 230000004075 alteration Effects 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 235000021045 dietary change Nutrition 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 210000003141 lower extremity Anatomy 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 1
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 229910052726 zirconium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Compressor (AREA)
- Lubrication Of Internal Combustion Engines (AREA)
- Connection Of Motors, Electrical Generators, Mechanical Devices, And The Like (AREA)
Abstract
Installation pour puits pétrolier s'étendant de la surface (14) vers une couche de roche pétrolifère (16) comprenant un tubage (20) disposé dans le puits et formant une voie d'écoulement vers la surface pour des hydrocarbures provenant de la couche de roche pétrolifère, un cuvelage (18) délimitant la paroi du puits, et un joint (24) disposé en fond de puits entre le tubage (20) et le cuvelage (18) de manière à former une chambre (26) isolée des hydrocarbures, l'installation comprenant de plus, dans le puits, une pompe (30, 48) et un moteur électrique (34, 46) destiné à actionner la pompe. Selon l'invention, le stator (40, 52) du moteur électrique (34, 46) est disposé à l'extérieur du tubage (20), isolé par celui-ci des hydrocarbures s'écoulant à l'intérieur du tubage.
Description
- 21à9~6 La présente invention se rapporte a une installation pour puits petrolier munie d'une électropompe en fond de puits.
Dans certains puits petroliers, l'ecoulement naturel des hydrocarbures du fond a la surface s'avere insuffisant pour permettre ou maintenir une production commerciale. Ceci est dû soit à la viscosité importante des hydrocarbures, soit a une trop faible pression naturelle au fond du puits ou encore à une combinaison des deux. Afin de permettre la mise en production du puits à une échelle commerciale, on peut utiliser un système d'assistance ou système d'activation du puits. Par exemple, on peut disposer une pompe, à l'extrémité inférieure d'un tube de production situé dans le puits. Cette pompe peut être mue par un moteur electrique immerge au fond du puits qui est alimente par un câble dispose dans l'espace annulaire entre le tubage et le cuvelage du puits.
Quand on fait un bilan des sources de pannes sur les pompes électriques, ou electropompes, immergées de fond de puits qui necessitent le retrait d'un tubage, on trouve dans l'ordre :
- les courts-circuits electriques (environ 80%), - l'usure mecanique, - la rupture mecanique.
Certes, certains courts-circuits surviennent dès le premier démarrage et resultent d'une faute lors de l'installation qui demande beaucoup de soin et de savoir-faire.
Mais la plupart des courts-circuits ont lieu en cours d'utilisation et résultent d'une degradation progressive normale des barrières d'isolation electrique, puisque les pompes sont immergees dans l'effluent extrait de la roche pétrolifere.
La gamme de puissance et la profondeur d'installation requièrent des voltages eleves, pouvant atteindre 1000 a 3000 volts pour minimiser les pertes dans les câbles. Mais ces tensions élevées rendent les installations vulnerables.
L'alteration des isolants solides résulte de phenomènes facilement comprehensibles :
- L'exploitation du puits engendre nécessairement des variations de pression et de temperature, dus aux arrêts et aux changements de regimes, dans les zones où se trouvent les equipements de pompage, creant des cycles de sollicitations mecaniques dans les materiaux constitutifs.
- Les variations de pression provoquent aussi des migrations repétees de gaz au sein des isolants, qui tendent à degrader leur structure et leur performance.
- La présence d'hydrocarbures, d'aromatiques, de gaz acides et autres provoque des attaques chimiques diverses sur les differentes barrières d'isolation mécanique ou electrique, contribuant a leur degradation dans le temps.
- Les variations de courant electrique (notamment les arrêts et demarrages du moteur) traversant les conducteurs electriques engendrent par effet Joule des variations de temperature importantes qui accelerent le vieillissement des isolants electriques.
- Les voltages elevés évoques ci-dessus generent des champs de sollicitations importants sur tous les isolants.
Le deuxieme facteur de coût d'utilisation des electropompes immergées de fond de puits est que pour reparer une panne, il faut remonter tout le câble electrique et le tubage auquel l'unité de fond est accrochee. En effet, les électropompes de fond de puits actuelles constituent des blocs tubulaires compacts assemblés en surface avant leur descente dans le puits. Ces sytèmes doivent, par consequent, être remontes en totalité avec le tu~age en cas de maintenance. Cette intervention nécessite un appareil de service onéreux à mobiliser, notamment sur des sites difficiles d'accès (isole, en mer, sous-marin, urbain). Le delai d'attente et la duree d'intervention génèrent aussi des manques a produire importants. A tel point que ces systèmes ne peuvent s'envisager dans les cas les plus difficiles.
L'ensemble de ces facteurs affecte dramatiquement le coût de ce mode de pompage et interdisent même
Dans certains puits petroliers, l'ecoulement naturel des hydrocarbures du fond a la surface s'avere insuffisant pour permettre ou maintenir une production commerciale. Ceci est dû soit à la viscosité importante des hydrocarbures, soit a une trop faible pression naturelle au fond du puits ou encore à une combinaison des deux. Afin de permettre la mise en production du puits à une échelle commerciale, on peut utiliser un système d'assistance ou système d'activation du puits. Par exemple, on peut disposer une pompe, à l'extrémité inférieure d'un tube de production situé dans le puits. Cette pompe peut être mue par un moteur electrique immerge au fond du puits qui est alimente par un câble dispose dans l'espace annulaire entre le tubage et le cuvelage du puits.
Quand on fait un bilan des sources de pannes sur les pompes électriques, ou electropompes, immergées de fond de puits qui necessitent le retrait d'un tubage, on trouve dans l'ordre :
- les courts-circuits electriques (environ 80%), - l'usure mecanique, - la rupture mecanique.
Certes, certains courts-circuits surviennent dès le premier démarrage et resultent d'une faute lors de l'installation qui demande beaucoup de soin et de savoir-faire.
Mais la plupart des courts-circuits ont lieu en cours d'utilisation et résultent d'une degradation progressive normale des barrières d'isolation electrique, puisque les pompes sont immergees dans l'effluent extrait de la roche pétrolifere.
La gamme de puissance et la profondeur d'installation requièrent des voltages eleves, pouvant atteindre 1000 a 3000 volts pour minimiser les pertes dans les câbles. Mais ces tensions élevées rendent les installations vulnerables.
L'alteration des isolants solides résulte de phenomènes facilement comprehensibles :
- L'exploitation du puits engendre nécessairement des variations de pression et de temperature, dus aux arrêts et aux changements de regimes, dans les zones où se trouvent les equipements de pompage, creant des cycles de sollicitations mecaniques dans les materiaux constitutifs.
- Les variations de pression provoquent aussi des migrations repétees de gaz au sein des isolants, qui tendent à degrader leur structure et leur performance.
- La présence d'hydrocarbures, d'aromatiques, de gaz acides et autres provoque des attaques chimiques diverses sur les differentes barrières d'isolation mécanique ou electrique, contribuant a leur degradation dans le temps.
- Les variations de courant electrique (notamment les arrêts et demarrages du moteur) traversant les conducteurs electriques engendrent par effet Joule des variations de temperature importantes qui accelerent le vieillissement des isolants electriques.
- Les voltages elevés évoques ci-dessus generent des champs de sollicitations importants sur tous les isolants.
Le deuxieme facteur de coût d'utilisation des electropompes immergées de fond de puits est que pour reparer une panne, il faut remonter tout le câble electrique et le tubage auquel l'unité de fond est accrochee. En effet, les électropompes de fond de puits actuelles constituent des blocs tubulaires compacts assemblés en surface avant leur descente dans le puits. Ces sytèmes doivent, par consequent, être remontes en totalité avec le tu~age en cas de maintenance. Cette intervention nécessite un appareil de service onéreux à mobiliser, notamment sur des sites difficiles d'accès (isole, en mer, sous-marin, urbain). Le delai d'attente et la duree d'intervention génèrent aussi des manques a produire importants. A tel point que ces systèmes ne peuvent s'envisager dans les cas les plus difficiles.
L'ensemble de ces facteurs affecte dramatiquement le coût de ce mode de pompage et interdisent même
2 ~ 59SS~
economiquement le developpement de certains champs pétroliers marginaux.
Une installation de pompage aux tiges consiste en une pompe de fond volumetrique installee dans le tubage dont le piston est animé en translation depuis la surface par l'intermédiaire de tiges en acier ou en fibres de verre. En surface, le mouvement est donné au train de tige par une structure a balancier anime par un moteur électrique rotatif ou bien un vérin hydraulique.
Le poids propre, l'inertie, le frottement et la fatigue mecanique des tiges limitent la capacite et la performance de pompage de ces systemes. Ils sont peu adaptes aux puits eruptifs sur lesquels des organes de securite de fond sont requis, aux puits profonds ou aux debits elevés (superieures à 200 m3/j de liquide).
Le concept monobloc des électropompes de fond actuelles est intéressant dans le cas de puits ou la manoeuvre de manutention est facile et peu onereuse, cas des puits d'eau potable, des puits non éruptifs a terre ou peu profonds. Il n'est pas adapte aux puits pétroliers actuels et a venir. Ceux-ci sont de plus en plus profonds, inaccessibles, dangereux (car souvent eruptifs), et dotes d'équipements complexes et delicats à mettre en place. Il devient souhaitable de concentrer les faiblesses incontournables comme l'usure mecanique sur un module independant qui serait plus léger et moins coûteux a remonter et remplacer, avec un câble ou un treuil par exemple.
Etant donne que la majorite des causes de panne provient du fait que la partie électrique est immergee dans un milieu hostile, il serait souhaitable de regrouper l'ensemble de la partie electrique dans une enceinte à
l'abri de toute agression susceptible d'entraîner des pannes électriques. Ne resteraient en contact avec les effluents que les organes "mécaniques" ne pouvant être la cause ou la proie de courts-circuits électriques, et pouvant être independamment remontes et remplaces dans un but de maintenance, suite a une usure mecanique, ou de flexibilité, 2~595S~
pour s'adapter par exemple à une evolution des effluents du puits ou des conditions d'exploitation.
La presente invention a donc pour objet une installation pour puits petrolier qui permet de separer la partie electrique des parties mécaniques d'un groupe électropompe immerge dans le puits, de placer la partie electrique dans une enceinte a l'abri des agressions exterieures provenant notamment des effluents du fond de puits, et de regrouper les parties mecaniques afin de faciliter leur retrait.
Pour ce faire, l'invention propose une installation pour puits pétrolier s'étendant de la surface vers une couche de roche petrolifere comprenant un tubage dispose dans le puits et formant une voie d'ecoulement vers la surface pour des hydrocarbures provenant de la couche de roche petrolifère, un cuvelage délimitant la paroi du puits, et un joint dispose en fond de puits entre le tubage et le cuvelage de manière a former une chambre isolee des hydrocarbures, l'installation comprenant de plus, dans le puits, une pompe et un moteur electrique destine à actionner la pompe caracterise en ce que le stator du moteur electrique est dispose a l'exterieur du tubage, isole par celui-ci des hydrocarbures s'écoulant a l'interieur du tubage.
Le moteur electrique peut être un moteur rotatif ou linéaire.
Selon un mode de realisation preféree, la pompe est placee en amont du moteur electrique.
La présente invention présente l'avantage de créer une barrière d'etancheite infranchissable par l'effluent entre la partie mobile centrale et les bobinages du stator.
Actuellement dynamique, cette barriere est une technologie plus simple et plus fiable car il s'agit d'une barrière statique de type paroi, qui n'est plus traversee par une partie mobile (arbre ou tige) transmettant le mouvement à la partie mobile de la pompe.
La partie mobile du moteur peut être mise en place et retirée independamment de la partie fixe, et en ~15~
.
particulier des équipements electriques, et de plus grâce a une intervention legère au câble, ce qui facilite la maintenance mecanique et reduit les coûts d'exploitation.
D'autres caractéristiques et avantages de la presente invention ressortiront a la lecture de la description suivante, donnee a titre explicatif mais non limitatif, faite en relation avec les dessins annexes sur lesquels :
- la figure 1 est une vue en coupe d'une installation pour puits pétrolier selon un premier aspect de l'invention ;
- la figure 2 est une vue en coupe d'une installation pour puits pétrolier selon un deuxième aspect de l'invention ; et - la figure 2A est une vue en coupe, prise selon la ligne A-A de la figure 2.
Sur la figure 1 est representee, genéralement en 10, une installation pour puits petrolier dans laquelle un puits 12 s'etend entre la surface 14 et une couche de roche petrolifere 16. Le puits 12 comporte un cuvelage 18 qui rend le puits etanche par rapport aux couches de roches traversees par le puits. A l'interieur du puits s'etend un tubage de production 20, entre une tête de puits, représentee schématiquement en 22, et un joint 24, plus communement appele "packer" qui est dispose, par exemple, a environ 100 m au-dessus du niveau de la roche pétrolifère 16. Une chambre 26 etanche est definie entre la paroi exterieure du tubage 20 et la paroi intérieure du cuvelage 18.
Dans l'exemple illustre, le tubage 20 comporte, à
son extremite inferieure, un ensemble de pompage, represente generalement en 28 qui comprend une pompe alternative 30 destinée à être actionnee dans le sens de la flèche 32 par un moteur electrique linéaire 34 par l'intermédiaire d'une tige de piston 36. Le moteur électrique lineaire 34 est alimente à partir de la surface 14 par un cable electrique 38 dispose dans la chambre 26.
~la9556 Le moteur linéaire 34 comprend un stator 40 et une partie mobile 42 deplaçable selon l'effet du champ magnetique genére par le stator. Selon l'invention, le stator 40 est monte à l'exterieur du tubage 20 a l'interieur de la chambre 26. Le tubage 20, au moins dans la région 43 avoisinant le moteur lineaire 34, est forme de matériau amagnetique, qui, dans un exemple preféré, est de la ceramique. La partie mobile 42 est munie, a son extremite superieure d'une tête d'accrochage 44 qui permet de remonter a la surface, par exemple au moyen d'un câble, la partie mobile 42 ainsi que la pompe 30.
Le refroidissement du moteur est assure par l'effluent extrait qui traverse la partie mécanique du moteur, soit en passant dans l'entrefer entre la partie mobile et le stator immobile, soit au centre de la partie mobile, alors évidee.
La chambre 26 contenant la partie electrique peut, dans un mode de realisation preferee, recevoir une substance diélectrique, un liquide ou un gel, afin de renforcer encore la pérennite de l'installation. L'utilisation d'un gel présente aussi l'avantage d'isoler thermiquement le tubing, qui reçoit alors toute la chaleur dissipee dans le câble 38 qui le longe et dont il sert de radiateur. Cet echauffement assurera un meilleur rendement énergetique global de l'installation grâce a l'echauffement des écoulements.
Comme represente sur la figure 1, il est préférable de placer la pompe 30 sous le moteur 34, ce qui offre des avantages pour certains types d~effluents visqueux ou gazés au profit des performances du puits. En effet, le fait de placer la pompe sous le moteur réduit nettement les pertes de charge avant l'entree de l'effluent dans la pompe.
La lubrification entre les parties mobiles et fixes se fait soit à sec avec des materiaux appropriés (céramique, zirconium, teflon, carbures ou bronze), soit par un film d'effluent mis en place par effet hydrodynamique. Un systeme parallèle de lubrification pourrait aussi être mis en place.
L'installation selon l'invention evite la traversee electrique du joint ou "packer" qui etait jusqu'a present 21S~5~
inévitable et constituait une source des principales pannes electriques des systemes utilises jusqu'alors.
Un deuxième mode de realisation est representé sur la figure 2 dans laquelle les eléments communs à
l'installation de la figure 1 portent les mêmes chiffres de référence. Un moteur rotatif, representé generalement en 46, est relie a une pompe rotative de construction classique, représentee schématiquement en 48, par une tige 50. De manière analogue à l'installation de la figure 1, la partie fixe du moteur rotatif 46, notamment le stator 52, est disposee ia l'exterieur du tubage 20, seule la partie mobile se trouve à l'intérieur du tubage dans le milieu corrosif et agressif que constituent les hydrocarbures et les effluents du puits. La partie mobile du moteur rotatif comprend un rotor 54 dispose autour d'un arbre 56 muni d'un passage longitudinal 58. La section 60 du tubage 20 se trouvant entre les bobinages 62 du stator 52 et le rotor 54, est formée d'un matériau amagnetique de sorte à ne pas perturber le champ magnetique qui la traverse.
L'arbre 56 est monte libre en rotation dans le tubage 20 par l'intermediaire de paliers superieur 64, central 66 et inferieur 68 à butee axiale. Les paliers 64, 66, 6a sont munis chacun d'un passage radial qui communique avec le passage longitudinal 58 et qui assure la lubrification des paliers. Comme dans le mode de realisation de la figure 1, la partie mobile du moteur comporte, à son extremite superieure, une tete d'accrochage 44 permettant de remonter a la surface la partie mobile du moteur ainsi que la pompe 48. Cette operation s'effectue de manière classique par cable depuis la surface.
Ainsi l'installation selon l'invention permet d'isoler la partie electrique des moteurs des hydrocarbures ou des effluents passant à l'interieur du tubage 20, hydrocarbures qui constituent un milieu corrosif. Ce type d'installation permet de réduire considerablement le nombre de pannes électriques tout en permettant un remplacement facile des parties mobiles de l'installation.
economiquement le developpement de certains champs pétroliers marginaux.
Une installation de pompage aux tiges consiste en une pompe de fond volumetrique installee dans le tubage dont le piston est animé en translation depuis la surface par l'intermédiaire de tiges en acier ou en fibres de verre. En surface, le mouvement est donné au train de tige par une structure a balancier anime par un moteur électrique rotatif ou bien un vérin hydraulique.
Le poids propre, l'inertie, le frottement et la fatigue mecanique des tiges limitent la capacite et la performance de pompage de ces systemes. Ils sont peu adaptes aux puits eruptifs sur lesquels des organes de securite de fond sont requis, aux puits profonds ou aux debits elevés (superieures à 200 m3/j de liquide).
Le concept monobloc des électropompes de fond actuelles est intéressant dans le cas de puits ou la manoeuvre de manutention est facile et peu onereuse, cas des puits d'eau potable, des puits non éruptifs a terre ou peu profonds. Il n'est pas adapte aux puits pétroliers actuels et a venir. Ceux-ci sont de plus en plus profonds, inaccessibles, dangereux (car souvent eruptifs), et dotes d'équipements complexes et delicats à mettre en place. Il devient souhaitable de concentrer les faiblesses incontournables comme l'usure mecanique sur un module independant qui serait plus léger et moins coûteux a remonter et remplacer, avec un câble ou un treuil par exemple.
Etant donne que la majorite des causes de panne provient du fait que la partie électrique est immergee dans un milieu hostile, il serait souhaitable de regrouper l'ensemble de la partie electrique dans une enceinte à
l'abri de toute agression susceptible d'entraîner des pannes électriques. Ne resteraient en contact avec les effluents que les organes "mécaniques" ne pouvant être la cause ou la proie de courts-circuits électriques, et pouvant être independamment remontes et remplaces dans un but de maintenance, suite a une usure mecanique, ou de flexibilité, 2~595S~
pour s'adapter par exemple à une evolution des effluents du puits ou des conditions d'exploitation.
La presente invention a donc pour objet une installation pour puits petrolier qui permet de separer la partie electrique des parties mécaniques d'un groupe électropompe immerge dans le puits, de placer la partie electrique dans une enceinte a l'abri des agressions exterieures provenant notamment des effluents du fond de puits, et de regrouper les parties mecaniques afin de faciliter leur retrait.
Pour ce faire, l'invention propose une installation pour puits pétrolier s'étendant de la surface vers une couche de roche petrolifere comprenant un tubage dispose dans le puits et formant une voie d'ecoulement vers la surface pour des hydrocarbures provenant de la couche de roche petrolifère, un cuvelage délimitant la paroi du puits, et un joint dispose en fond de puits entre le tubage et le cuvelage de manière a former une chambre isolee des hydrocarbures, l'installation comprenant de plus, dans le puits, une pompe et un moteur electrique destine à actionner la pompe caracterise en ce que le stator du moteur electrique est dispose a l'exterieur du tubage, isole par celui-ci des hydrocarbures s'écoulant a l'interieur du tubage.
Le moteur electrique peut être un moteur rotatif ou linéaire.
Selon un mode de realisation preféree, la pompe est placee en amont du moteur electrique.
La présente invention présente l'avantage de créer une barrière d'etancheite infranchissable par l'effluent entre la partie mobile centrale et les bobinages du stator.
Actuellement dynamique, cette barriere est une technologie plus simple et plus fiable car il s'agit d'une barrière statique de type paroi, qui n'est plus traversee par une partie mobile (arbre ou tige) transmettant le mouvement à la partie mobile de la pompe.
La partie mobile du moteur peut être mise en place et retirée independamment de la partie fixe, et en ~15~
.
particulier des équipements electriques, et de plus grâce a une intervention legère au câble, ce qui facilite la maintenance mecanique et reduit les coûts d'exploitation.
D'autres caractéristiques et avantages de la presente invention ressortiront a la lecture de la description suivante, donnee a titre explicatif mais non limitatif, faite en relation avec les dessins annexes sur lesquels :
- la figure 1 est une vue en coupe d'une installation pour puits pétrolier selon un premier aspect de l'invention ;
- la figure 2 est une vue en coupe d'une installation pour puits pétrolier selon un deuxième aspect de l'invention ; et - la figure 2A est une vue en coupe, prise selon la ligne A-A de la figure 2.
Sur la figure 1 est representee, genéralement en 10, une installation pour puits petrolier dans laquelle un puits 12 s'etend entre la surface 14 et une couche de roche petrolifere 16. Le puits 12 comporte un cuvelage 18 qui rend le puits etanche par rapport aux couches de roches traversees par le puits. A l'interieur du puits s'etend un tubage de production 20, entre une tête de puits, représentee schématiquement en 22, et un joint 24, plus communement appele "packer" qui est dispose, par exemple, a environ 100 m au-dessus du niveau de la roche pétrolifère 16. Une chambre 26 etanche est definie entre la paroi exterieure du tubage 20 et la paroi intérieure du cuvelage 18.
Dans l'exemple illustre, le tubage 20 comporte, à
son extremite inferieure, un ensemble de pompage, represente generalement en 28 qui comprend une pompe alternative 30 destinée à être actionnee dans le sens de la flèche 32 par un moteur electrique linéaire 34 par l'intermédiaire d'une tige de piston 36. Le moteur électrique lineaire 34 est alimente à partir de la surface 14 par un cable electrique 38 dispose dans la chambre 26.
~la9556 Le moteur linéaire 34 comprend un stator 40 et une partie mobile 42 deplaçable selon l'effet du champ magnetique genére par le stator. Selon l'invention, le stator 40 est monte à l'exterieur du tubage 20 a l'interieur de la chambre 26. Le tubage 20, au moins dans la région 43 avoisinant le moteur lineaire 34, est forme de matériau amagnetique, qui, dans un exemple preféré, est de la ceramique. La partie mobile 42 est munie, a son extremite superieure d'une tête d'accrochage 44 qui permet de remonter a la surface, par exemple au moyen d'un câble, la partie mobile 42 ainsi que la pompe 30.
Le refroidissement du moteur est assure par l'effluent extrait qui traverse la partie mécanique du moteur, soit en passant dans l'entrefer entre la partie mobile et le stator immobile, soit au centre de la partie mobile, alors évidee.
La chambre 26 contenant la partie electrique peut, dans un mode de realisation preferee, recevoir une substance diélectrique, un liquide ou un gel, afin de renforcer encore la pérennite de l'installation. L'utilisation d'un gel présente aussi l'avantage d'isoler thermiquement le tubing, qui reçoit alors toute la chaleur dissipee dans le câble 38 qui le longe et dont il sert de radiateur. Cet echauffement assurera un meilleur rendement énergetique global de l'installation grâce a l'echauffement des écoulements.
Comme represente sur la figure 1, il est préférable de placer la pompe 30 sous le moteur 34, ce qui offre des avantages pour certains types d~effluents visqueux ou gazés au profit des performances du puits. En effet, le fait de placer la pompe sous le moteur réduit nettement les pertes de charge avant l'entree de l'effluent dans la pompe.
La lubrification entre les parties mobiles et fixes se fait soit à sec avec des materiaux appropriés (céramique, zirconium, teflon, carbures ou bronze), soit par un film d'effluent mis en place par effet hydrodynamique. Un systeme parallèle de lubrification pourrait aussi être mis en place.
L'installation selon l'invention evite la traversee electrique du joint ou "packer" qui etait jusqu'a present 21S~5~
inévitable et constituait une source des principales pannes electriques des systemes utilises jusqu'alors.
Un deuxième mode de realisation est representé sur la figure 2 dans laquelle les eléments communs à
l'installation de la figure 1 portent les mêmes chiffres de référence. Un moteur rotatif, representé generalement en 46, est relie a une pompe rotative de construction classique, représentee schématiquement en 48, par une tige 50. De manière analogue à l'installation de la figure 1, la partie fixe du moteur rotatif 46, notamment le stator 52, est disposee ia l'exterieur du tubage 20, seule la partie mobile se trouve à l'intérieur du tubage dans le milieu corrosif et agressif que constituent les hydrocarbures et les effluents du puits. La partie mobile du moteur rotatif comprend un rotor 54 dispose autour d'un arbre 56 muni d'un passage longitudinal 58. La section 60 du tubage 20 se trouvant entre les bobinages 62 du stator 52 et le rotor 54, est formée d'un matériau amagnetique de sorte à ne pas perturber le champ magnetique qui la traverse.
L'arbre 56 est monte libre en rotation dans le tubage 20 par l'intermediaire de paliers superieur 64, central 66 et inferieur 68 à butee axiale. Les paliers 64, 66, 6a sont munis chacun d'un passage radial qui communique avec le passage longitudinal 58 et qui assure la lubrification des paliers. Comme dans le mode de realisation de la figure 1, la partie mobile du moteur comporte, à son extremite superieure, une tete d'accrochage 44 permettant de remonter a la surface la partie mobile du moteur ainsi que la pompe 48. Cette operation s'effectue de manière classique par cable depuis la surface.
Ainsi l'installation selon l'invention permet d'isoler la partie electrique des moteurs des hydrocarbures ou des effluents passant à l'interieur du tubage 20, hydrocarbures qui constituent un milieu corrosif. Ce type d'installation permet de réduire considerablement le nombre de pannes électriques tout en permettant un remplacement facile des parties mobiles de l'installation.
Claims (6)
1 - Installation pour puits pétrolier s'étendant de la surface (14) vers une couche de roche pétrolifère (16) comprenant un tubage (20) disposé dans le puits et formant une voie d'écoulement vers la surface pour des hydrocarbures provenant de la couche de roche pétrolifère, un cuvelage (18) délimitant la paroi du puits, et un joint (24) disposé en fond de puits entre le tubage (20) et le cuvelage (18) de manière à former une chambre (26) isolée des hydrocarbures, l'installation comprenant de plus, dans le puits, une pompe (30, 48) et un moteur électrique (34, 46) destiné
à actionner la pompe, caractérisé en ce que le stator (40, 52) et le câble du moteur électrique (38) sont disposés dans la chambre (26).
à actionner la pompe, caractérisé en ce que le stator (40, 52) et le câble du moteur électrique (38) sont disposés dans la chambre (26).
2 - Installation selon la revendication 1 caractérisée en ce que le tubage (20) est formé de matériau amagnétique sur au moins la longueur où le tubage traverse le moteur électrique (34, 46).
3 - Installation selon la revendication 1 , caractérisée en ce que le moteur électrique est du type linéaire (34).
4 - Installation selon la revendication 1 , caractérisée en ce que le moteur électrique est du type rotatif (46).
5 - Installation selon la revendication 1, 2, 3 ou 4, caractérisée en ce que la pompe (30, 48) est disposée en amont du moteur électrique (34, 46).
6 - Installation selon la revendication 1, 2, 3 ou 4, caractérisée en ce que la partie mobile du moteur électrique (34, 46) comporte une tête d'accrochage (44) destinée à permettre de remonter à la surface ladite partie mobile et la pompe (30, 48).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9411750A FR2725238B1 (fr) | 1994-09-30 | 1994-09-30 | Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puits |
FR9411750 | 1994-09-30 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CA2159556A1 true CA2159556A1 (fr) | 1996-03-31 |
Family
ID=9467481
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CA002159556A Abandoned CA2159556A1 (fr) | 1994-09-30 | 1995-09-29 | Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puits |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5620048A (fr) |
EP (1) | EP0704599B1 (fr) |
AT (1) | ATE166425T1 (fr) |
CA (1) | CA2159556A1 (fr) |
DE (1) | DE69502563T2 (fr) |
FR (1) | FR2725238B1 (fr) |
NO (1) | NO953864L (fr) |
OA (1) | OA10232A (fr) |
Families Citing this family (64)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2734313B1 (fr) * | 1995-05-17 | 1997-08-08 | Lucet Raymond | Dispositif pour l'alimentation electrique d'une pompe immergee suspendue a un tuyau, en particulier un tuyau souple |
FR2746858B1 (fr) * | 1996-03-29 | 2001-09-21 | Elf Aquitaine | Electropompe a moteur lineaire |
US5954483A (en) * | 1996-11-21 | 1999-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Guide member details for a through-tubing retrievable well pump |
US5871051A (en) * | 1997-01-17 | 1999-02-16 | Camco International, Inc. | Method and related apparatus for retrieving a rotary pump from a wellbore |
US5951262A (en) * | 1997-04-18 | 1999-09-14 | Centriflow Llc | Mechanism for providing motive force and for pumping applications |
WO1998048167A2 (fr) * | 1997-04-18 | 1998-10-29 | Centriflow Llc | Mecanisme permettant de produire une force motrice pour des applications de pompage |
US6131660A (en) * | 1997-09-23 | 2000-10-17 | Texaco Inc. | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) |
US6419011B1 (en) * | 1997-09-05 | 2002-07-16 | Bei Technology | Annular shaped interrupted solenoid activator and pump for borehole subsea use (BEI-0002) |
US6056511A (en) * | 1998-01-13 | 2000-05-02 | Camco International, Inc. | Connection module for a submergible pumping system and method for pumping fluids using such a module |
US6206093B1 (en) | 1999-02-24 | 2001-03-27 | Camco International Inc. | System for pumping viscous fluid from a well |
US6231318B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-05-15 | Walbro Corporation | In-take fuel pump reservoir |
US6227819B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-05-08 | Walbro Corporation | Fuel pumping assembly |
CO5290317A1 (es) * | 1999-07-02 | 2003-06-27 | Shell Int Research | Metodo de desplegar un sistema de transduccion de fluido accionado electricamente en un pozo |
US6318467B1 (en) | 1999-12-01 | 2001-11-20 | Camco International, Inc. | System and method for pumping and heating viscous fluids in a wellbore |
US6352455B1 (en) | 2000-06-22 | 2002-03-05 | Peter A. Guagliano | Marine propulsion device |
US6619388B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-09-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fail safe surface controlled subsurface safety valve for use in a well |
US7299873B2 (en) * | 2001-03-12 | 2007-11-27 | Centriflow Llc | Method for pumping fluids |
CN1281847C (zh) * | 2001-03-12 | 2006-10-25 | 中心流动有限公司 | 一种泵送流体的方法 |
US6536526B2 (en) | 2001-04-02 | 2003-03-25 | Baker Hughes Incorporated | Method for decreasing heat transfer from production tubing |
US6817409B2 (en) * | 2001-06-13 | 2004-11-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Double-acting reciprocating downhole pump |
WO2003001029A1 (fr) | 2001-06-26 | 2003-01-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Pompe electrique destinee a etre utilisee dans la completion d'un puits |
US6988556B2 (en) * | 2002-02-19 | 2006-01-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep set safety valve |
GB2399360B (en) | 2003-03-10 | 2005-05-11 | Fmc Technologies | Downhole reversible pump for hydrocarbon recovery |
US7445531B1 (en) | 2003-08-25 | 2008-11-04 | Ross Anthony C | System and related methods for marine transportation |
NO323081B1 (no) * | 2005-05-27 | 2006-12-27 | Ziebel As | Anordning og fremgangsmate for selektiv framdrift av et bronnintervensjonsverktoy i en rorstreng |
CN100373054C (zh) * | 2006-03-14 | 2008-03-05 | 赵锡寰 | 悬吊式电潜螺杆泵的导流导电系统 |
US7640989B2 (en) * | 2006-08-31 | 2010-01-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically operated well tools |
US20080080991A1 (en) * | 2006-09-28 | 2008-04-03 | Michael Andrew Yuratich | Electrical submersible pump |
US8919730B2 (en) | 2006-12-29 | 2014-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled safety valve with satellite inner magnets |
US8038120B2 (en) | 2006-12-29 | 2011-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled safety valve with satellite outer magnets |
US20080264625A1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-10-30 | Brian Ochoa | Linear electric motor for an oilfield pump |
US7610964B2 (en) * | 2008-01-18 | 2009-11-03 | Baker Hughes Incorporated | Positive displacement pump |
US8176975B2 (en) * | 2008-04-07 | 2012-05-15 | Baker Hughes Incorporated | Tubing pressure insensitive actuator system and method |
US8398050B2 (en) * | 2009-08-13 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Hold open configuration for safety valve and method |
US8662187B2 (en) * | 2009-08-13 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Permanent magnet linear motor actuated safety valve and method |
US8393386B2 (en) * | 2009-11-23 | 2013-03-12 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve and method of actuation |
US8267167B2 (en) * | 2009-11-23 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve and method of actuation |
US8573304B2 (en) | 2010-11-22 | 2013-11-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Eccentric safety valve |
US8511374B2 (en) | 2011-08-02 | 2013-08-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically actuated insert safety valve |
US8490687B2 (en) | 2011-08-02 | 2013-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve with provisions for powering an insert safety valve |
GB2505961A (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-19 | Statoil Petroleum As | Pump for lifting fluid from a wellbore |
WO2016032690A1 (fr) | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Moog Inc. | Moteur linéaire pour le pompage |
US10302089B2 (en) | 2015-04-21 | 2019-05-28 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Circulation pump for cooling mechanical face seal of submersible well pump assembly |
US10989027B2 (en) * | 2018-07-27 | 2021-04-27 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US10787873B2 (en) | 2018-07-27 | 2020-09-29 | Upwing Energy, LLC | Recirculation isolator for artificial lift and method of use |
US10370947B1 (en) | 2018-07-27 | 2019-08-06 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US10280721B1 (en) * | 2018-07-27 | 2019-05-07 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US10253606B1 (en) | 2018-07-27 | 2019-04-09 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US10914149B2 (en) | 2018-08-29 | 2021-02-09 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US11686161B2 (en) | 2018-12-28 | 2023-06-27 | Upwing Energy, Inc. | System and method of transferring power within a wellbore |
US10890056B2 (en) * | 2019-01-03 | 2021-01-12 | Upwing Energy, LLC | Downhole-type tool for artificial lift |
US11125059B2 (en) * | 2019-01-03 | 2021-09-21 | Upwing Energy, LLC | Downhole-type tool for artificial lift |
US11326607B2 (en) | 2019-02-05 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Balancing axial thrust in submersible well pumps |
US10844701B2 (en) * | 2019-02-05 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Balancing axial thrust in submersible well pumps |
CA3151074C (fr) * | 2019-10-25 | 2023-10-10 | Robert Charles DE LONG | Elimination de cire dans un tube de production |
US11371326B2 (en) | 2020-06-01 | 2022-06-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole pump with switched reluctance motor |
US11499563B2 (en) | 2020-08-24 | 2022-11-15 | Saudi Arabian Oil Company | Self-balancing thrust disk |
US11920469B2 (en) | 2020-09-08 | 2024-03-05 | Saudi Arabian Oil Company | Determining fluid parameters |
US11644351B2 (en) | 2021-03-19 | 2023-05-09 | Saudi Arabian Oil Company | Multiphase flow and salinity meter with dual opposite handed helical resonators |
US11591899B2 (en) | 2021-04-05 | 2023-02-28 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore density meter using a rotor and diffuser |
US11913464B2 (en) | 2021-04-15 | 2024-02-27 | Saudi Arabian Oil Company | Lubricating an electric submersible pump |
US11994016B2 (en) | 2021-12-09 | 2024-05-28 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole phase separation in deviated wells |
US12012550B2 (en) | 2021-12-13 | 2024-06-18 | Saudi Arabian Oil Company | Attenuated acid formulations for acid stimulation |
US12085687B2 (en) | 2022-01-10 | 2024-09-10 | Saudi Arabian Oil Company | Model-constrained multi-phase virtual flow metering and forecasting with machine learning |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1840994A (en) * | 1930-01-20 | 1932-01-12 | Irwin B Winsor | Electromagnetic pump |
GB448449A (en) * | 1934-12-06 | 1936-06-08 | Electromersible Motors & Pumps | Improvements in or relating to submersible electric motor pumps |
US2739650A (en) * | 1951-09-19 | 1956-03-27 | Perfect Circle Corp | Pumping apparatus |
US2725824A (en) * | 1954-11-24 | 1955-12-06 | Reda Pump Company | Explosion-proof submergible electric motor and pump assembly |
JPS53115902A (en) * | 1977-03-19 | 1978-10-09 | Toshiba Corp | Verylow temperature fluid pump |
CA1142795A (fr) * | 1979-07-18 | 1983-03-15 | British Petroleum Company Limited (The) | Pompes de relevage a traversees pour le train de forage |
US4266607A (en) * | 1980-04-07 | 1981-05-12 | Mobil Oil Corporation | Method for protecting a carbon dioxide production well from corrosion |
GB2112872A (en) * | 1981-12-10 | 1983-07-27 | British Petroleum Co Plc | Pumping apparatus for installation in wells |
US4538970A (en) * | 1983-10-17 | 1985-09-03 | Rabson Thomas A | Downstroke lift pump for wells |
US4562385A (en) * | 1983-10-17 | 1985-12-31 | Rabson Thomas A | Periodic reciprocating motor |
US4548552A (en) * | 1984-02-17 | 1985-10-22 | Holm Daniel R | Dual valve well pump installation |
US4687054A (en) * | 1985-03-21 | 1987-08-18 | Russell George W | Linear electric motor for downhole use |
US4815949A (en) * | 1985-06-24 | 1989-03-28 | Rabson Thomas A | In-well submersible motor with stacked component stator |
US4768595A (en) * | 1986-04-07 | 1988-09-06 | Marathon Oil Company | Oil recovery apparatus using an electromagnetic pump drive |
US4928771A (en) * | 1989-07-25 | 1990-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Cable suspended pumping system |
US5049046A (en) * | 1990-01-10 | 1991-09-17 | Escue Research And Development Company | Pump control system for a downhole motor-pump assembly and method of using same |
US5193985A (en) * | 1990-01-10 | 1993-03-16 | Uniflo Oilcorp, Ltd. | Pump control system for a downhole motor-pump assembly and method of using same |
GB9302091D0 (en) * | 1993-02-03 | 1993-03-24 | Baker Hughes Ltd | Down hole installations |
US5482117A (en) * | 1994-12-13 | 1996-01-09 | Atlantic Richfield Company | Gas-liquid separator for well pumps |
-
1994
- 1994-09-30 FR FR9411750A patent/FR2725238B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-09-28 AT AT95402176T patent/ATE166425T1/de not_active IP Right Cessation
- 1995-09-28 DE DE69502563T patent/DE69502563T2/de not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-28 EP EP95402176A patent/EP0704599B1/fr not_active Expired - Lifetime
- 1995-09-29 US US08/536,790 patent/US5620048A/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-29 CA CA002159556A patent/CA2159556A1/fr not_active Abandoned
- 1995-09-29 OA OA60716A patent/OA10232A/fr unknown
- 1995-09-29 NO NO953864A patent/NO953864L/no unknown
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
OA10232A (fr) | 1997-09-19 |
EP0704599B1 (fr) | 1998-05-20 |
DE69502563D1 (de) | 1998-06-25 |
FR2725238B1 (fr) | 1996-11-22 |
EP0704599A1 (fr) | 1996-04-03 |
NO953864D0 (no) | 1995-09-29 |
US5620048A (en) | 1997-04-15 |
NO953864L (no) | 1996-04-01 |
FR2725238A1 (fr) | 1996-04-05 |
DE69502563T2 (de) | 1999-01-14 |
ATE166425T1 (de) | 1998-06-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2159556A1 (fr) | Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puits | |
FR2746858A1 (fr) | Electropompe a moteur lineaire | |
US20090047156A1 (en) | Insulated bearings for downhole motors | |
US6863124B2 (en) | Sealed ESP motor system | |
EP0793330A1 (fr) | Générateur d'énergie électrique en ligne autonome | |
RU2498113C2 (ru) | Подводный добычной агрегат | |
US11174995B2 (en) | Hydrate remediation systems, apparatuses and methods of making and using same | |
WO2001018942A1 (fr) | Moteur electrique a courant alternatif | |
GB2395071A (en) | Modular brushless motor with sealed stator and pressure compensation | |
FR2867627A1 (fr) | Appareil et methode de production d'energie electrique dans un sondage | |
FR2488070A1 (fr) | Generateur pour la production d'energie electrique a l'interieur d'un trou de sonde | |
CA2875914A1 (fr) | Diffuseur pour systeme de pompage d'assechement suspendu | |
US11697982B2 (en) | Submersible canned motor pump | |
US2722892A (en) | Submerged liquid pump | |
BE539440A (fr) | ||
FR2738872A1 (fr) | Dispositif de production d'energie pour l'alimentation electrique des equipements d'une tete de puits sous-marine | |
CA1142795A (fr) | Pompes de relevage a traversees pour le train de forage | |
FR2681384A1 (fr) | Pompe hybride. | |
CA2154994C (fr) | Installation pour puits petrolier | |
CA2993568A1 (fr) | Protecteur de moteur d'une pompe submersible electrique et methode associee | |
FR2826402A1 (fr) | Support pour moyen de mesure dans un puits de production d'hydrocarbures | |
EP3835641A1 (fr) | Installation sous-marine de chauffage d'un effluent diphasique liquide/gaz circulant à l'intérieur d'une enveloppe sous-marine | |
WO2023031566A1 (fr) | Groupe motopompe electrique, procede de fabrication et procede d'installation d'un tel groupe motopompe | |
Miwa et al. | ESP performance in Mubarraz Field | |
RU1805530C (ru) | Погружной автономный источник дл электропитани скважинных устройств |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FZDE | Discontinued |