EP0704599B1 - Installation for oil well equipped with a downhole electrical pump - Google Patents
Installation for oil well equipped with a downhole electrical pump Download PDFInfo
- Publication number
- EP0704599B1 EP0704599B1 EP95402176A EP95402176A EP0704599B1 EP 0704599 B1 EP0704599 B1 EP 0704599B1 EP 95402176 A EP95402176 A EP 95402176A EP 95402176 A EP95402176 A EP 95402176A EP 0704599 B1 EP0704599 B1 EP 0704599B1
- Authority
- EP
- European Patent Office
- Prior art keywords
- well
- installation
- electric motor
- pump
- casing
- 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.)
- Expired - Lifetime
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims description 11
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 11
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 11
- 239000000696 magnetic material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 4
- 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
- 238000010292 electrical insulation Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 239000012212 insulator Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 2
- 238000013508 migration Methods 0.000 description 2
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 2
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 2
- 206010001488 Aggression Diseases 0.000 description 1
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241001415961 Gaviidae Species 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
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000016571 aggressive behavior Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 235000012206 bottled water Nutrition 0.000 description 1
- 239000010974 bronze Substances 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
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 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
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 150000001247 metal acetylides Chemical class 0.000 description 1
- 239000000615 nonconductor Substances 0.000 description 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 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
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Definitions
- the linear motor 34 comprises a stator 40 and a mobile part 42 displaceable according to the effect of the field magnetic generated by the stator.
- the stator 40 is mounted outside the casing 20 inside of chamber 26.
- Tubing 20, at least in region 43 adjoining the linear motor 34, is formed of material non-magnetic, which, in a preferred example, is ceramic.
- the mobile part 42 is provided, at its end upper of a hooking head 44 which allows to go up on the surface, for example by means of a cable, the part mobile 42 as well as pump 30.
Abstract
Description
La présente invention se rapporte à une installation pour puits pétrolier munie d'une électropompe en fond de puits.The present invention relates to an installation for oil wells equipped with an electric pump at the bottom of well.
Dans certains puits pétroliers, l'écoulement naturel des hydrocarbures du fond à la surface s'avère insuffisant pour permettre ou maintenir une production commerciale. Ceci est dû soit à la viscosité importante des hydrocarbures, soit à 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 électrique immergé au fond du puits qui est alimenté par un câble disposé dans l'espace annulaire entre le tubage et le cuvelage du puits.In some oil wells, the natural flow hydrocarbons from the bottom to the surface is insufficient to allow or maintain commercial production. This is due either to the high viscosity of the hydrocarbons, either at too low a natural pressure at the bottom of the well or a combination of the two. In order to allow the putting the well into production on a commercial scale, we can use an assist system or system well activation. For example, we can have a pump, at the lower end of a production tube located in the well. This pump can be driven by a motor electric submerged at the bottom of the well which is supplied by a cable placed in the annular space between the casing and the casing of the well.
Quand on fait un bilan des sources de pannes sur les pompes électriques, ou électropompes, immergées de fond de puits qui nécessitent le retrait d'un tubage, on trouve dans l'ordre :
- les courts-circuits électriques (environ 80%),
- l'usure mécanique,
- la rupture mécanique.
- electrical short circuits (around 80%),
- mechanical wear,
- mechanical failure.
Certes, certains courts-circuits surviennent dès le premier démarrage et résultent d'une faute lors de l'installation qui demande beaucoup de soin et de savoir-faire.Certainly, some short circuits occur as soon as first start and result from a fault during the installation which requires a lot of care and know-how.
Mais la plupart des courts-circuits ont lieu en cours d'utilisation et résultent d'une dégradation progressive normale des barrières d'isolation électrique, puisque les pompes sont immergées dans l'effluent extrait de la roche pétrolifère.But most short circuits take place in in use and result from degradation normal progressive electrical insulation barriers, since the pumps are immersed in the effluent extracted from petroleum rock.
La gamme de puissance et la profondeur d'installation requièrent des voltages élevés, pouvant atteindre 1000 à 3000 volts pour minimiser les pertes dans les câbles. Mais ces tensions élevées rendent les installations vulnérables.Power range and depth installation require high voltages, which can reach 1000 to 3000 volts to minimize losses in cables. But these high voltages make them vulnerable facilities.
L'altération des isolants solides résulte de phénomènes facilement compréhensibles :
- L'exploitation du puits engendre nécessairement des variations de pression et de température, dus aux arrêts et aux changements de régimes, dans les zones où se trouvent les équipements de pompage, créant des cycles de sollicitations mécaniques dans les matériaux constitutifs.
- Les variations de pression provoquent aussi des migrations répétées de gaz au sein des isolants, qui tendent à dégrader leur structure et leur performance.
- La présence d'hydrocarbures, d'aromatiques, de gaz acides et autres provoque des attaques chimiques diverses sur les différentes barrières d'isolation mécanique ou électrique, contribuant à leur dégradation dans le temps.
- Les variations de courant électrique (notamment les arrêts et démarrages du moteur) traversant les conducteurs électriques engendrent par effet Joule des variations de température importantes qui accélèrent le vieillissement des isolants électriques.
- Les voltages élevés évoqués ci-dessus génèrent des champs de sollicitations importants sur tous les isolants.
- The operation of the well necessarily generates variations in pressure and temperature, due to stops and changes in speed, in the areas where the pumping equipment is located, creating cycles of mechanical stresses in the constituent materials.
- Pressure variations also cause repeated migrations of gases within the insulators, which tend to degrade their structure and performance.
- The presence of hydrocarbons, aromatics, acid gases and others causes various chemical attacks on the various mechanical or electrical insulation barriers, contributing to their degradation over time.
- The variations in electric current (in particular the stops and starts of the motor) passing through the electrical conductors generate by Joule effect significant variations in temperature which accelerate the aging of the electrical insulators.
- The high voltages mentioned above generate significant stress fields on all the insulators.
Le deuxième facteur de coût d'utilisation des électropompes immergées de fond de puits est que pour réparer une panne, il faut remonter tout le câble électrique et le tubage auquel l'unité de fond est accrochée. 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 conséquent, être remontés en totalité avec le tubage en cas de maintenance. Cette intervention nécessite un appareil de service onéreux à mobiliser, notamment sur des sites difficiles d'accès (isolé, en mer, sous-marin, urbain). Le délai d'attente et la durée d'intervention génèrent aussi des manques à produire importants. A tel point que ces systèmes ne peuvent s'envisager dans les cas les plus difficiles.The second cost factor for using downhole submersible electric pumps is only for repair a fault, you must reassemble the entire electric cable and the casing to which the bottom unit is attached. Indeed, current downhole electric pumps are compact tubular blocks assembled on the surface before their descent into the well. These systems should therefore be completely reassembled with the casing in case of maintenance. This intervention requires a expensive service to mobilize, especially on sites difficult to access (isolated, at sea, submarine, urban). The waiting time and response time also generate significant production shortfalls. So much so that these systems cannot be envisaged in the most difficult.
L'ensemble de ces facteurs affecte dramatiquement le coût de ce mode de pompage et interdisent même économiquement le développement de certains champs pétroliers marginaux.All of these factors dramatically affect the cost of this pumping mode and even prohibit economically the development of certain fields marginal tankers.
Une installation de pompage aux tiges consiste en une pompe de fond volumétrique installée 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 à balancier animé par un moteur électrique rotatif ou bien un vérin hydraulique.A rod pumping installation consists of a volumetric downhole pump installed in the casing, the piston is driven in translation from the surface by through steel or fiberglass rods. In surface, the movement is given to the rod train by a pendulum structure driven by a rotary electric motor or a hydraulic cylinder.
Le poids propre, l'inertie, le frottement et la fatigue mécanique des tiges limitent la capacité et la performance de pompage de ces systèmes. Ils sont peu adaptés aux puits éruptifs sur lesquels des organes de sécurité de fond sont requis, aux puits profonds ou aux débits élevés (supérieures à 200 m3/j de liquide).The dead weight, inertia, friction and mechanical fatigue of the rods limit the pumping capacity and performance of these systems. They are poorly suited to eruptive wells on which bottom safety devices are required, deep wells or high flow rates (greater than 200 m 3 / d of liquid).
Le concept monobloc des électropompes de fond actuelles est intéressant dans le cas de puits où la manoeuvre de manutention est facile et peu onéreuse, cas des puits d'eau potable, des puits non éruptifs à terre ou peu profonds. Il n'est pas adapté aux puits pétroliers actuels et à venir. Ceux-ci sont de plus en plus profonds, inaccessibles, dangereux (car souvent éruptifs), et dotés d'équipements complexes et délicats à mettre en place. Il devient souhaitable de concentrer les faiblesses incontournables comme l'usure mécanique sur un module indépendant qui serait plus léger et moins coûteux à remonter et remplacer, avec un câble ou un treuil par exemple.The one-piece concept of background pumps current is interesting in the case of wells where the handling is easy and inexpensive, in the case of potable water wells, non-eruptive wells on land or little deep. It is not suitable for current oil wells and to come. These are getting deeper and deeper, inaccessible, dangerous (because often eruptive), and endowed complex and delicate equipment to set up. he becomes desirable to focus weaknesses essential as mechanical wear on a module independent which would be lighter and less expensive to reassemble and replace, with a cable or winch by example.
Etant donné que la majorité des causes de panne provient du fait que la partie électrique est immergée dans un milieu hostile, il serait souhaitable de regrouper l'ensemble de la partie électrique dans une enceinte à l'abri de toute agression susceptible d'entraíner 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 indépendamment remontés et remplacés dans un but de maintenance, suite à une usure mécanique, ou de flexibilité, pour s'adapter par exemple à une évolution des effluents du puits ou des conditions d'exploitation.Since the majority of causes of failure comes from the fact that the electrical part is immersed in a hostile environment, it would be desirable to regroup the entire electrical part in an enclosure safe from any attack likely to cause breakdowns electric. Would not remain in contact with effluents that the "mechanical" organs cannot be the cause or the prey to electrical short circuits, and may be independently reassembled and replaced for the purpose of maintenance, following mechanical wear, or flexibility, to adapt for example to changes in effluents from well or operating conditions.
Le document US-A-4,538,970 décrit une installation
pour puits pétrolier correspondant au préambule de la
présente revendication 1.
La présente invention a pour objet une installation pour
puits pétrolier qui permet de séparer la partie électrique
des parties mécaniques d'un groupe électropompe immergé dans
le puits, de placer la partie électrique dans une enceinte à
l'abri des agressions extérieures provenant notamment des
effluents du fond de puits, et de regrouper les parties
mécaniques afin de faciliter leur retrait, et de renforcer
sa pérennité.Document US-A-4,538,970 describes an installation for an oil well corresponding to the preamble of the present claim 1.
The subject of the present invention is an installation for an oil well which makes it possible to separate the electrical part from the mechanical parts of an electric pump group immersed in the well, to place the electrical part in an enclosure protected from external aggressions originating in particular from effluents. from the bottom of the well, and to group the mechanical parts in order to facilitate their removal, and to reinforce its durability.
Pour répondre à cet objet, l'invention propose une installation pour puits pétrolier s'étendant de la surface vers une couche de roche pétrolifère comprenant un tubage 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 délimitant la paroi du puits, et un joint disposé en fond de puits entre le tubage et le cuvelage de manière à former une chambre isolée des hydrocarbures, l'installation comprenant de plus, dans le puits, une pompe et un moteur électrique destiné à actionner la pompe, le stator et le câble du moteur électrique étant disposés dans la chambre, à l'extérieur du tubage, caractérisée en ce que la chambre contient une substance diélectrique.To meet this object, the invention proposes a installation for oil well extending from the surface to a layer of petroleum rock comprising casing disposed in the well and forming a flow path to the surface for hydrocarbons from the layer of oil-bearing rock, a casing delimiting the wall of the well, and a seal located at the bottom of the well between the casing and the casing so as to form a chamber isolated from hydrocarbons, the installation further comprising, in the well, a pump and an electric motor for actuating the pump, the stator and the cable of the electric motor being arranged in the chamber, outside the casing, characterized in that the chamber contains a substance dielectric.
Le moteur électrique peut être un moteur rotatif ou linéaire.The electric motor can be a rotary motor or linear.
Selon un mode de réalisation préférée, la pompe est placée en amont du moteur électrique.According to a preferred embodiment, the pump is placed upstream of the electric motor.
La présente invention présente l'avantage de créer une barrière d'étanchéité infranchissable par l'effluent entre la partie mobile centrale et les bobinages du stator. Actuellement dynamique, cette barrière est une technologie plus simple et plus fiable car il s'agit d'une barrière statique de type paroi, qui n'est plus traversée par une partie mobile (arbre ou tige) transmettant le mouvement à la partie mobile de la pompe.The present invention has the advantage of creating an impermeable impermeable sealing barrier between the central movable part and the stator windings. Currently dynamic, this barrier is a technology simpler and more reliable because it is a barrier static wall type, which is no longer crossed by a movable part (shaft or rod) transmitting the movement to the moving part of the pump.
La partie mobile du moteur peut être mise en place et retirée indépendamment de la partie fixe, et en particulier des équipements électriques, et de plus grâce à une intervention légère au câble, ce qui facilite la maintenance mécanique et réduit les coûts d'exploitation.The movable part of the motor can be put in place and removed independently of the fixed part, and particular electrical equipment, and moreover thanks to light intervention on the cable, which facilitates mechanical maintenance and reduces operating costs.
D'autres caractéristiques et avantages de la présente invention ressortiront à la lecture de la description suivante, donnée à titre explicatif mais non limitatif, faite en relation avec les dessins annexés 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.
- Figure 1 is a sectional view of an installation for an oil well according to a first aspect of the invention;
- Figure 2 is a sectional view of an installation for an oil well according to a second aspect of the invention; and
- FIG. 2A is a sectional view, taken along the line AA in FIG. 2.
Sur la figure 1 est représentée, généralement en 10,
une installation pour puits pétrolier dans laquelle un puits
12 s'étend entre la surface 14 et une couche de roche
pétrolifère 16. Le puits 12 comporte un cuvelage 18
qui rend le puits étanche par rapport aux couches de roches
traversées par le puits. A l'intérieur du puits s'étend un
tubage de production 20, entre une tête de puits,
représentée schématiquement en 22, et un joint 24, plus
communément appelé "packer" qui est disposé, par exemple, à
environ 100 m au-dessus du niveau de la roche pétrolifère
16. Une chambre 26 étanche est définie entre la paroi
extérieure du tubage 20 et la paroi intérieure du cuvelage
18.In Figure 1 is shown, generally at 10,
an oil well installation in which a
Dans l'exemple illustré, le tubage 20 comporte, à
son extrémité inférieure, un ensemble de pompage, représenté
généralement en 28 qui comprend une pompe alternative 30
destinée à être actionnée dans le sens de la flèche 32 par
un moteur électrique linéaire 34 par l'intermédiaire d'une
tige de piston 36. Le moteur électrique linéaire 34 est
alimenté à partir de la surface 14 par un câble électrique
38 disposé dans la chambre 26.In the example illustrated, the
Le moteur linéaire 34 comprend un stator 40 et une
partie mobile 42 déplaçable selon l'effet du champ
magnétique généré par le stator. Selon l'invention, le
stator 40 est monté à l'extérieur du tubage 20 à l'intérieur
de la chambre 26. Le tubage 20, au moins dans la région 43
avoisinant le moteur linéaire 34, est formé de matériau
amagnétique, qui, dans un exemple préféré, est de la
céramique. La partie mobile 42 est munie, à son extrémité
supérieure d'une tête d'accrochage 44 qui permet de remonter
à la surface, par exemple au moyen d'un câble, la partie
mobile 42 ainsi que la pompe 30.The
Le refroidissement du moteur est assuré 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 évidée.The engine is cooled by the extracted effluent passing through the mechanical part of the motor, either passing through the air gap between the part mobile and the stator stationary, either in the center of the part mobile, then hollowed out.
La chambre 26 contenant la partie électrique peut,
dans un mode de réalisation préférée, recevoir une substance
diélectrique, un liquide ou un gel, afin de renforcer encore
la pérennité de l'installation. L'utilisation d'un gel
présente aussi l'avantage d'isoler thermiquement le tubing,
qui reçoit alors toute la chaleur dissipée dans le câble 38
qui le longe et dont il sert de radiateur. Cet échauffement
assurera un meilleur rendement énergétique global de
l'installation grâce à l'échauffement des écoulements.The
Comme représenté 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'entrée de l'effluent dans la pompe.As shown in Figure 1, it is best
placing the
La lubrification entre les parties mobiles et fixes se fait soit à sec avec des matériaux appropriés (céramique, zirconium, téflon, carbures ou bronze), soit par un film d'effluent mis en place par effet hydrodynamique. Un système parallèle de lubrification pourrait aussi être mis en place.Lubrication between moving and fixed parts is done either dry with suitable materials (ceramic, zirconium, teflon, carbides or bronze), either by a film of effluent set up by hydrodynamic effect. A system parallel lubrication could also be implemented.
L'installation selon l'invention évite la traversée électrique du joint ou "packer" qui était jusqu'à présent inévitable et constituait une source des principales pannes électriques des systèmes utilisés jusqu'alors.The installation according to the invention avoids crossing electric joint or "packer" which was until now inevitable and was a source of the main breakdowns electrical systems previously used.
Un deuxième mode de réalisation est représenté sur
la figure 2 dans laquelle les éléments communs à
l'installation de la figure 1 portent les mêmes chiffres de
référence. Un moteur rotatif, représenté généralement en 46,
est relié à une pompe rotative de construction classique,
représentée 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
disposée à l'extérieur 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 disposé 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 amagnétique de sorte à ne pas perturber
le champ magnétique qui la traverse.A second embodiment is shown on
Figure 2 in which the elements common to
the installation of figure 1 carry the same figures of
reference. A rotary motor, generally represented at 46,
is connected to a rotary pump of conventional construction,
represented schematically at 48, by a
L'arbre 56 est monté libre en rotation dans le
tubage 20 par l'intermédiaire de paliers supérieur 64,
central 66 et inférieur 68 à butée axiale. Les paliers 64,
66, 68 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 réalisation
de la figure 1, la partie mobile du moteur comporte, à son
extrémité supérieure, une tête d'accrochage 44 permettant de
remonter à la surface la partie mobile du moteur ainsi que
la pompe 48. Cette opération s'effectue de manière classique
par câble depuis la surface.The
Ainsi l'installation selon l'invention permet
d'isoler la partie électrique des moteurs des hydrocarbures
ou des effluents passant à l'intérieur du tubage 20,
hydrocarbures qui constituent un milieu corrosif. Ce type
d'installation permet de réduire considérablement le nombre
de pannes électriques tout en permettant un remplacement
facile des parties mobiles de l'installation.Thus the installation according to the invention allows
to isolate the electrical part of the hydrocarbon engines
or effluents passing inside the
Claims (6)
- Oil well installation extending from the surface (14) towards a layer of petroliferous rock (16) and comprising a pipe (20) disposed in the well and forming a flow route towards the surface for the hydrocarbons coming from the layer of petroliferous rock, a casing (18) defining the well wall, and a packer (24) disposed at the bottom of the well between the pipe (20) and the casing (18) so as to form a chamber (26) isolated from the hydrocarbons, the installation further comprising, in the well, a pump (30, 48) and an electric motor (34, 46) for driving the pump, the stator (40, 52) and the cable of the electric motor (38) being disposed in the chamber (26), outside the pipe (20), characterized in that the chamber (26) contains a dielectric substance.
- Installation according to Claim 1, characterized in the pipe (20) is formed of non-magnetic material at least in the length where the pipe extends through the electric motor (34, 36).
- Installation according to Claim 1 or Claim 2, characterized in that the electric motor is of the linear type (34).
- Installation according to Claim 1 or Claim 2, characterized in the electric motor is of the rotary type (46).
- Installation according to any one of Claims 1 to 4, characterized in that the pump (30, 48) is disposed upstream of the electric motor (34, 36).
- Installation according to any one of Claims 1 to 5, characterized in that the movable portion of the electric motor (34, 36) comprises a coupling head (44) for enabling the said movable portion and the pump (30, 48) to be raised to the surface.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
FR9411750A FR2725238B1 (en) | 1994-09-30 | 1994-09-30 | INSTALLATION FOR OIL WELLS PROVIDED WITH A DOWNHOLE ELECTRIC PUMP |
FR9411750 | 1994-09-30 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EP0704599A1 EP0704599A1 (en) | 1996-04-03 |
EP0704599B1 true EP0704599B1 (en) | 1998-05-20 |
Family
ID=9467481
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EP95402176A Expired - Lifetime EP0704599B1 (en) | 1994-09-30 | 1995-09-28 | Installation for oil well equipped with a downhole electrical pump |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5620048A (en) |
EP (1) | EP0704599B1 (en) |
AT (1) | ATE166425T1 (en) |
CA (1) | CA2159556A1 (en) |
DE (1) | DE69502563T2 (en) |
FR (1) | FR2725238B1 (en) |
NO (1) | NO953864L (en) |
OA (1) | OA10232A (en) |
Families Citing this family (61)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2734313B1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-08-08 | Lucet Raymond | DEVICE FOR THE ELECTRICAL SUPPLY OF A SUBMERSIBLE PUMP SUSPENDED FROM A PIPE, IN PARTICULAR A FLEXIBLE PIPE |
FR2746858B1 (en) * | 1996-03-29 | 2001-09-21 | Elf Aquitaine | LINEAR MOTOR ELECTRIC PUMP |
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 (en) * | 1997-04-18 | 1998-10-29 | Centriflow Llc | Mechanism for providing motive force and for pumping applications |
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 |
US6227819B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-05-08 | Walbro Corporation | Fuel pumping assembly |
US6231318B1 (en) | 1999-03-29 | 2001-05-15 | Walbro Corporation | In-take fuel pump reservoir |
CO5290317A1 (en) * | 1999-07-02 | 2003-06-27 | Shell Int Research | METHOD OF DISPLAYING AN ELECTRICALLY OPERATED FLUID TRANSDUCTION SYSTEM IN A WELL |
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 |
EP1379756A4 (en) * | 2001-03-12 | 2005-09-14 | Centriflow Llc | Method for pumping fluids |
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 |
GB2393763B (en) | 2001-06-26 | 2005-05-25 | Weatherford Lamb | Electrical pump for use in well completion |
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 (en) * | 2005-05-27 | 2006-12-27 | Ziebel As | Apparatus and method for selectively propelling a well intervention tool in a rudder string |
CN100373054C (en) * | 2006-03-14 | 2008-03-05 | 赵锡寰 | Guilding and conducting system of hung electric submersible screw pump |
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 |
US8038120B2 (en) | 2006-12-29 | 2011-10-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled safety valve with satellite outer magnets |
US8919730B2 (en) | 2006-12-29 | 2014-12-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Magnetically coupled safety valve with satellite inner 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 |
US8662187B2 (en) * | 2009-08-13 | 2014-03-04 | Baker Hughes Incorporated | Permanent magnet linear motor actuated safety valve and method |
US8398050B2 (en) * | 2009-08-13 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Hold open configuration for safety valve and method |
US8267167B2 (en) * | 2009-11-23 | 2012-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve and method of actuation |
US8393386B2 (en) * | 2009-11-23 | 2013-03-12 | 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 (en) | 2014-08-29 | 2016-03-03 | Moog Inc. | Linear motor for pumping |
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 |
US10370947B1 (en) | 2018-07-27 | 2019-08-06 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
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 |
US10253606B1 (en) | 2018-07-27 | 2019-04-09 | Upwing Energy, LLC | Artificial lift |
US10280721B1 (en) * | 2018-07-27 | 2019-05-07 | 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 |
US10844701B2 (en) * | 2019-02-05 | 2020-11-24 | Saudi Arabian Oil Company | Balancing axial thrust in submersible well pumps |
US11326607B2 (en) | 2019-02-05 | 2022-05-10 | Saudi Arabian Oil Company | Balancing axial thrust in submersible well pumps |
US11828136B2 (en) | 2019-10-25 | 2023-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wax removal in a production line |
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 |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4562385A (en) * | 1983-10-17 | 1985-12-31 | Rabson Thomas A | Periodic reciprocating motor |
Family Cites Families (18)
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 |
US4413958A (en) * | 1979-07-18 | 1983-11-08 | The British Petroleum Company Limited | Apparatus for installation in wells |
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 |
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 |
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 |
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 |
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/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-09-28 AT AT95402176T patent/ATE166425T1/en not_active IP Right Cessation
- 1995-09-28 EP EP95402176A patent/EP0704599B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1995-09-28 DE DE69502563T patent/DE69502563T2/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-29 OA OA60716A patent/OA10232A/en unknown
- 1995-09-29 NO NO953864A patent/NO953864L/en unknown
- 1995-09-29 US US08/536,790 patent/US5620048A/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-09-29 CA CA002159556A patent/CA2159556A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4562385A (en) * | 1983-10-17 | 1985-12-31 | Rabson Thomas A | Periodic reciprocating motor |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US5620048A (en) | 1997-04-15 |
DE69502563D1 (en) | 1998-06-25 |
DE69502563T2 (en) | 1999-01-14 |
CA2159556A1 (en) | 1996-03-31 |
OA10232A (en) | 1997-09-19 |
NO953864L (en) | 1996-04-01 |
NO953864D0 (en) | 1995-09-29 |
EP0704599A1 (en) | 1996-04-03 |
FR2725238A1 (en) | 1996-04-05 |
ATE166425T1 (en) | 1998-06-15 |
FR2725238B1 (en) | 1996-11-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0704599B1 (en) | Installation for oil well equipped with a downhole electrical pump | |
FR2746858A1 (en) | LINEAR MOTOR ELECTRIC PUMP | |
EP0793330A1 (en) | Autonomous electrical energy generator | |
WO2017194550A1 (en) | Heating device for transporting a multiphase mixture of hydrocarbons, and associated method | |
RU2498113C2 (en) | Underwater production assembly | |
FR2867627A1 (en) | APPARATUS AND METHOD FOR PRODUCING ELECTRICAL ENERGY IN A SURVEY | |
US11174995B2 (en) | Hydrate remediation systems, apparatuses and methods of making and using same | |
EP1306560A1 (en) | Autonomous electro-hydraulic acuator | |
FR2632787A1 (en) | ENGINE SUBMERSIBLE ELECTRIC PUMP FILLED WITH OIL | |
WO2001018942A1 (en) | Alternating current electric motor | |
US11697982B2 (en) | Submersible canned motor pump | |
AU2013327047B2 (en) | Detection of well fluid contamination in sealed fluids of well pump assemblies | |
NO347529B1 (en) | Pressure compensation for a backup well pump | |
FR2681384A1 (en) | Hybrid pump | |
RU2702795C2 (en) | Additional chamber of submersible electric pump sealing section | |
CA2154994C (en) | Well tubing | |
US3854064A (en) | Mechanical seal isolator | |
EP0065922A1 (en) | Primary pump for a pressurized water reactor, having a seal arrangement for its shaft | |
FR2826402A1 (en) | SUPPORT FOR MEASURING MEANS IN A WELL FOR PRODUCING HYDROCARBONS | |
FR2960279A1 (en) | PETROL CONDUIT BEAM WITH IMPROVED THERMAL PERFORMANCE | |
US7048046B1 (en) | High temperature mechanical seal | |
Miwa et al. | ESP performance in Mubarraz Field | |
RU2125140C1 (en) | Device for delivering water from well | |
FR2522779A1 (en) | Pipeline installation for cold countries - utilises concrete housing provided with heating mechanisms | |
WO2023031566A1 (en) | Electric pump assembly, manufacturing method and method for installing such a pump assembly |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PUAI | Public reference made under article 153(3) epc to a published international application that has entered the european phase |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009012 |
|
17P | Request for examination filed |
Effective date: 19951004 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: A1 Designated state(s): AT DE FR GB IT NL |
|
17Q | First examination report despatched |
Effective date: 19961129 |
|
GRAG | Despatch of communication of intention to grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA |
|
GRAG | Despatch of communication of intention to grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS AGRA |
|
GRAH | Despatch of communication of intention to grant a patent |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA |
|
GRAH | Despatch of communication of intention to grant a patent |
Free format text: ORIGINAL CODE: EPIDOS IGRA |
|
GRAA | (expected) grant |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009210 |
|
AK | Designated contracting states |
Kind code of ref document: B1 Designated state(s): AT DE FR GB IT NL |
|
REF | Corresponds to: |
Ref document number: 166425 Country of ref document: AT Date of ref document: 19980615 Kind code of ref document: T |
|
REF | Corresponds to: |
Ref document number: 69502563 Country of ref document: DE Date of ref document: 19980625 |
|
ITF | It: translation for a ep patent filed |
Owner name: ING. A. GIAMBROCONO & C. S.R.L. |
|
GBT | Gb: translation of ep patent filed (gb section 77(6)(a)/1977) |
Effective date: 19980819 |
|
PLBE | No opposition filed within time limit |
Free format text: ORIGINAL CODE: 0009261 |
|
STAA | Information on the status of an ep patent application or granted ep patent |
Free format text: STATUS: NO OPPOSITION FILED WITHIN TIME LIMIT |
|
26N | No opposition filed | ||
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: AT Payment date: 19990827 Year of fee payment: 5 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Payment date: 19990831 Year of fee payment: 5 Ref country code: GB Payment date: 19990831 Year of fee payment: 5 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Payment date: 19990903 Year of fee payment: 5 |
|
PGFP | Annual fee paid to national office [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Payment date: 19990929 Year of fee payment: 5 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: GB Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20000928 Ref country code: AT Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20000928 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: NL Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20010401 |
|
GBPC | Gb: european patent ceased through non-payment of renewal fee |
Effective date: 20000928 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: FR Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20010531 |
|
NLV4 | Nl: lapsed or anulled due to non-payment of the annual fee |
Effective date: 20010401 |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: DE Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES Effective date: 20010601 |
|
REG | Reference to a national code |
Ref country code: FR Ref legal event code: ST |
|
PG25 | Lapsed in a contracting state [announced via postgrant information from national office to epo] |
Ref country code: IT Free format text: LAPSE BECAUSE OF NON-PAYMENT OF DUE FEES;WARNING: LAPSES OF ITALIAN PATENTS WITH EFFECTIVE DATE BEFORE 2007 MAY HAVE OCCURRED AT ANY TIME BEFORE 2007. THE CORRECT EFFECTIVE DATE MAY BE DIFFERENT FROM THE ONE RECORDED. Effective date: 20050928 |