NO20100871A1

NO20100871A1 - magnet Pump

Info

Publication number: NO20100871A1
Application number: NO20100871A
Authority: NO
Inventors: Gunnar Andersen; Leif Vartdal; Petter Arlehed
Original assignee: Norali As
Priority date: 2010-06-17
Filing date: 2010-06-17
Publication date: 2011-12-19
Also published as: NO333616B1

Description

Magnetpumpe Magnetic pump

Oppfinnelsen vedrører en rotordynamisk, sentrifugalpumpe ved bruk innen pumping av hydrokarboner og vann i nedihulls applikasjon. The invention relates to a rotordynamic, centrifugal pump for use in pumping hydrocarbons and water in downhole applications.

Det er tidligere kjent sentrifugalpumper for bruk i nedihulls applikasjoner. Disse pumpene benytter en såkalt flertrinnsprinsipp, hvor pumpen består av flere vertikalanordnede trinn. Ett trinn består i hovedsak av en impeller og en diffusor. Impelleren er festet til en felles aksling som går gjennom samtlige trinn, og som er drevet av en elektromotor. Et eksemel av denne teknikken er ESP pumper som eksisterer på markedet per idag. Grunnen til flere trinn er at et trinn har begrenset evne til å levere trykk økning. For å oppnå nok trykk må pumper av denne typen brukes flere trinn, koblet i serie, ovenpå hverandre. Centrifugal pumps for use in downhole applications are previously known. These pumps use a so-called multi-stage principle, where the pump consists of several vertically arranged stages. One stage essentially consists of an impeller and a diffuser. The impeller is attached to a common shaft that runs through all stages and is driven by an electric motor. An example of this technique is ESP pumps that exist on the market today. The reason for several stages is that a stage has limited ability to deliver pressure increase. In order to achieve enough pressure, pumps of this type must be used in several stages, connected in series, on top of each other.

Det er imidlertid ulemper ved eksisterende flertrinnspumper, som for eksempel er alle drevet av én motor slik at hele pumpen stopper hvis motoren stanser. I tillegg blir de eksisterende konstruksjonene lange da motoren er montert under pumpetrinnene. Detter er et problem ved deviasjon i brønner. Dagens pumper sliter i tillegg med levetid i lager og slitasje grunnet kavitasjon. However, there are disadvantages to existing multi-stage pumps, which, for example, are all driven by one motor so that the entire pump stops if the motor stops. In addition, the existing constructions become long as the motor is mounted below the pump stages. This is a problem with deviation in wells. Today's pumps also struggle with storage life and wear due to cavitation.

Produksjon av hydrokarboner, og for så vidt også vann til bruk ved utvinning av hydrokarboner og til andre formål, foregår fra reservoarer som ligger nede i bergarter under jordens overflate. Den vertikale avstanden fra overflaten og ned til disse reservoarene kan variere fra noen hundre meter ned til flere tusen meter. Selve produksjonen foregår enten ved bruk av kunstig løft eller ved at reservoarvæskene, som kan inneholde løst eller fri gass, strømmer til overflaten gjennom et borehull/brønn fordi trykket i reservoaret er høyere enn på overflaten. Kunstig løft er en felles betegnelse for ulike metoder og teknikker som kan benyttes til denne produksjonen. Denne oppfinnelsen omfatter utstyr for å forbedre løfting av hydrokarboner (med eller uten gass) og /eller vann til overflaten. Valg av metode for kunstig løft gjøres på bakgrunn av forhold i reservoarene, oljens beskaffenhet, borehullets/brønnens dyp og bane. I tillegg vektlegges feltets beliggenhet (onshore eller offshore) og områdets infrastruktur, slik som tilgang på elektrisk kraft og gass på selve lokasjonen. Ut fra disse parameterne kan feltoperatøren ved hjelp av oppfinnelsen konstruere et anlegg som gir best mulig total økonomi basert på reservoarets produksjonsegenskaper, investering i utstyr og driftskostnader. Production of hydrocarbons, and to that extent also water for use in the extraction of hydrocarbons and for other purposes, takes place from reservoirs located in rocks below the earth's surface. The vertical distance from the surface down to these reservoirs can vary from a few hundred meters down to several thousand metres. The production itself takes place either by using artificial lift or by the reservoir fluids, which may contain loose or free gas, flowing to the surface through a borehole/well because the pressure in the reservoir is higher than on the surface. Artificial lifting is a common term for various methods and techniques that can be used for this production. This invention includes equipment for improving the lifting of hydrocarbons (with or without gas) and/or water to the surface. The choice of method for artificial lifting is made on the basis of conditions in the reservoirs, the nature of the oil, the depth and trajectory of the borehole/well. In addition, emphasis is placed on the field's location (onshore or offshore) and the area's infrastructure, such as access to electricity and gas at the location itself. Based on these parameters, the field operator can, with the help of the invention, construct a plant that provides the best possible total economy based on the reservoir's production characteristics, investment in equipment and operating costs.

På onshore felt med forholdsvis grunne reservoar og med noenlunde vertikale brønnbaner velges ofte et system som kalles nikkepumpe (sucker rod pump). Her står selve drivverket på overflaten, koblet til en pumpeenhet nede i brønnen via en pumpestang. Utfordringene ved dette systemet er et forholdsvis stort drivverk som plasseres over og nær brønnhodet, friksjon mellom pumpestang og rørveggen i brønnen, produksjon av sand fra reservoaret samt en systemvirkningsgrad på 0,4. Der er også begrensninger på hvor dypt denne type pumpesystem kan stå ut fra material/styrke begrensning på pumpestangen. Systemene har begrenset løftekapasitet, og brukes derfor ved lavere produksjonsrater. Systemets design i seg selv sammen med driftsforhold slik som sandproduksjon, gjør at de har hyppige driftsavbrudd. I tillegg til å øke de direkte driftskostnadene, fører dette til kostnader forbundet med utsatt produksjon. Slaglengden på selve pumpeenheten i en nikkepumpe er på to til tre meter, og frekvensen er fra ett til ti slag per minutt. I patent US 5,179,306 er det beskrevet et prinsipp hvor pumpeenheten i en nikkepumpe er drevet av en dobbeltvirkende DC lineær motor som er plassert nede i brønnen sammen med pumpeenheten, dette for å unngå utfordringene med selve pumpestangen. In onshore fields with relatively shallow reservoirs and with fairly vertical well paths, a system called a sucker rod pump is often chosen. Here the drive itself is on the surface, connected to a pump unit down in the well via a pump rod. The challenges of this system are a relatively large drive unit that is placed above and close to the wellhead, friction between the pump rod and the pipe wall in the well, production of sand from the reservoir and a system efficiency of 0.4. There are also limitations on how deep this type of pump system can stand based on the material/strength limitation of the pump rod. The systems have limited lifting capacity, and are therefore used at lower production rates. The system's design itself, together with operating conditions such as sand production, mean that they have frequent service interruptions. In addition to increasing the direct operating costs, this leads to costs associated with deferred production. The stroke length of the pump unit itself in a nodding pump is two to three metres, and the frequency is from one to ten strokes per minute. In patent US 5,179,306, a principle is described where the pump unit in a nodding pump is driven by a double-acting DC linear motor which is placed down in the well together with the pump unit, this to avoid the challenges with the pump rod itself.

ESPCP og PCP er også systemer som benyttes til kunstigløft. I prinsippet er dette to like pumper med den forskjell at ESPCP (Electrical Submersible Progressive Cavity Pump) er drevet av en elektromotor som står nede i brønnen, mens PCP (Progressive Cavity Pump) er drevet av en motor som står på overflaten. Kraften til en PCP overføres fra overflaten til pumpen nede i brønnen via pumpestang, på samme måte som for en nikkepumpe. Pumpeprinsippet som benyttes i disse pumpene er det som ofte betegnes som skruepumpe ved at en rotor beveger seg sirkulært inne i et spesiallaget pumpehus. ESPCP kan benyttes både på offshore og onshore installasjoner, mens PCP benyttes kun på onshore felt. Denne type pumper regnes for å være godt egnet til produksjon av tunge (viskøse) oljer, og de regnes generelt for å ha en virkningsgard som er bedre enn ESP som beskrives i neste avsnitt. ESPCP and PCP are also systems used for artificial lifting. In principle, these are two similar pumps with the difference that the ESPCP (Electrical Submersible Progressive Cavity Pump) is driven by an electric motor that is down in the well, while the PCP (Progressive Cavity Pump) is driven by a motor that is on the surface. The power of a PCP is transferred from the surface to the pump down in the well via pump rod, in the same way as for a nodding pump. The pumping principle used in these pumps is what is often referred to as a screw pump in that a rotor moves circularly inside a specially made pump housing. ESPCP can be used both on offshore and onshore installations, while PCP is only used on onshore fields. This type of pump is considered to be well suited for the production of heavy (viscous) oils, and they are generally considered to have an efficiency that is better than the ESP described in the next section.

Electrical Submersible Pump (ESP) er en pumpetype som er mye benyttet til kunstigløft både på onshore og offshore installasjoner. Pumpen monteres ned mot bunnen av brønnen som en integrert del av produksjonsrøret, det betyr at dersom den feiler så må hele produksjonsrøret trekkes ut av brønnen. Selve pumpen består i hovedsak av enn elektromotor i bunnen, ut fra denne går det en aksling og på denne er det montert løpehjul (impellere) og diffusorer i flere steg. Antall steg bestemmes ut fra nødvendig løftehøyde. Væsken suges inn i bunn av pumpen og for hvert steg økes trykket, og store pumper kan ha mer enn 250 - 300 steg. For å redusere antall steg kan rotasjonshastigheten økes, noe som gir redusert total lengde på pumpen. I patent US 4,278,399 er det beskrevet en løsning for et mer effektivt pumpe steg i en ESP. Dette gjøres i prinsippet ved å redusere tykkelsen i godset på pumpehuset slik at løpehjulene kan ha større radius. Electrical Submersible Pump (ESP) is a type of pump that is widely used for artificial lift both onshore and offshore installations. The pump is mounted down towards the bottom of the well as an integral part of the production pipe, which means that if it fails, the entire production pipe must be pulled out of the well. The pump itself mainly consists of an electric motor at the bottom, from which runs a shaft and on this are mounted impellers (impellers) and diffusers in several stages. The number of steps is determined based on the required lifting height. The liquid is sucked into the bottom of the pump and with each step the pressure is increased, and large pumps can have more than 250 - 300 steps. To reduce the number of steps, the rotation speed can be increased, which results in a reduced total length of the pump. In patent US 4,278,399, a solution for a more efficient pump step in an ESP is described. This is done in principle by reducing the thickness of the material on the pump housing so that the impellers can have a larger radius.

Virkningsgraden for slike pumper regnes til å ligge på 0,3, og volumstrømmen kan variere fra noen få hundre fat per dag til 20-30.000 bbl/d. Elektromotoren i pumpen får kraft tilført fra overflaten gjennom en spesialkabel som festes på utsiden av produksjonsrøret, og systemet styres fra overflaten ved hjelp av et system som kalles VSD (Variable Speed Drive). VSD transformerer AC til DC og tilbake til AC med ulike frekvenser. Dette skaper slitasje på elektriske kabler og koblinger samt at det kan føre til jordingsproblemer. Normalt benyttes det induksjonsmotorer for å drive selve pumpen, og på grunn av behov for mye kraft ved høye rater og dype brønner blir disse forholdsvis lang. Disse motorene har liten klaring mellom stator og rotor, noe som gjør at små bøyninger (dog leg) i brønnbanen kan skape kontakt mellom rotor og stator og føre til brekkasje. Det samme kan skje på grunn av vibrasjoner i motoren når man snakker om lange motorer (en motor på 250 HP er 20 m lang). På grunn av disse forhold har industrien utviklet Permanent Magnet (PM) motorer som har et mer robust design. De mekaniske utfordringene knyttet til ESP er slitasje og varmgang på elektromotor, noe som PM antas å håndtere på en bedre måte. Samtidig utvikles det store aksialkrefter i selve pumpen. Der finnes ulike løsninger som er utviklet for å bedre dette forholdet. Som eksempel kan nevnes patent US 5,201,848 som beskriver et løpehjul som ikke bidrar til løfting av væske, men som skaper en oppad rettet kraft på akslingen. Det skjer ved at hovedløpehjulet, som bidrar til løft, er montert opp et annet i løpehjul i samme volum, der sist nevnte har ikke tilførsel av væske. Derved skapes et dynamisk trykk i pumpesteget, som gjør at det statiske trykket lenger nede pumpesteget gir et løft som motvirker de nedad rettede aksialkreftene. The efficiency of such pumps is considered to be 0.3, and the volume flow can vary from a few hundred barrels per day to 20-30,000 bbl/d. The electric motor in the pump receives power supplied from the surface through a special cable that is attached to the outside of the production pipe, and the system is controlled from the surface using a system called VSD (Variable Speed Drive). The VSD transforms AC to DC and back to AC at different frequencies. This causes wear and tear on electrical cables and connections and can lead to grounding problems. Normally, induction motors are used to drive the pump itself, and due to the need for a lot of power at high rates and deep wells, these are relatively long. These motors have little clearance between stator and rotor, which means that small bends (however leg) in the well path can create contact between rotor and stator and lead to breakage. The same can happen due to vibrations in the motor when talking about long motors (a 250 HP motor is 20 m long). Due to these conditions, the industry has developed Permanent Magnet (PM) motors which have a more robust design. The mechanical challenges associated with ESP are wear and overheating of the electric motor, which PM is believed to handle in a better way. At the same time, large axial forces are developed in the pump itself. There are various solutions that have been developed to improve this relationship. As an example, patent US 5,201,848 can be mentioned which describes an impeller which does not contribute to the lifting of liquid, but which creates an upwardly directed force on the axle. This happens because the main impeller, which contributes to lift, is mounted on another impeller of the same volume, where the latter does not have a supply of liquid. Thereby, a dynamic pressure is created in the pump stage, which means that the static pressure further down the pump stage gives a lift that counteracts the downward directed axial forces.

Ved siden at de nevnte mekaniske problemer så har ESP systemer problemer med å håndtere produksjon av store mengder sand og andre faste partikler som saltavleiringer (scale). I tillegg oppstår det kavitasjon når fri gass blir produsert. Begge disse forhold sliter på løpehjulene. Fri gass er også et problem for selve elektromotoren siden gassen har en dårligere evne til å lede bort egenvarme utviklet av elektromotoren. Alle disse forhold gjør at en gjennomsnittlig levetid for et ESP system antas å være om lag 1,5 år. Kostnadene ved å skifte ut en ESP vil variere med dybden på brønnen siden hele produksjonsrøret må trekkes ut. I tillegg til de direkte kostnadene ved operasjonen, som involverer bruk av borerigg, får man kostnaden av utsatt produksjon. In addition to the aforementioned mechanical problems, ESP systems have problems with handling the production of large quantities of sand and other solid particles such as salt deposits (scale). In addition, cavitation occurs when free gas is produced. Both of these conditions wear on the running wheels. Free gas is also a problem for the electric motor itself since the gas has a poorer ability to conduct away the heat developed by the electric motor. All these factors mean that an average lifetime for an ESP system is assumed to be about 1.5 years. The costs of replacing an ESP will vary with the depth of the well since the entire production pipe must be pulled out. In addition to the direct costs of the operation, which involves the use of a drilling rig, you get the cost of deferred production.

Gassløft er mye brukt som kunstigløft på offshore installasjoner der man har tilgang på produsert gass fra separatoranlegget. Prinsippet går ut på å reinjisere produsert gass inn i ringrommet mellom produksjonsrøret og foringsrøret (produksjonsringrommet) og ned mot produksjonspakningen i bunn av brønnen. På ulike nivåer i produksjonsrøret er det plassert gassløftventiler. Dette er enveis ventiler som tillater gassen i ringrommet til å strømme inn i produksjonsrøret slik at vekten av den hydrostatiske søylen inne i produksjonsrøret reduseres, derved blir også mottrykket på reservoaret redusert slik at reservoartrykket selv kan trykke de produserte væskene til overflaten. I prinsippet er gassløft et effektivt system, men det krever investering i egne gasskompressorer, overflate strømningsrør, Annulus Sikkerhets Ventiler (ASV), gassløft ventiler (GLV) og gasstette rørgjenger i foringsrøret. Systemet kan være vanskelig å operere på en optimal måte fordi blandingensforholdet mellom olje, vann og eventuelt gass som produsere fra reservoaret vil variere med kortere og lengre tidsintervaller. I tillegg kan reinjisert gass i produksjonsringrommet lekke ut i de ytre ringrom gjennom foringsrørene. For å redusere faren for ukontrollet utstrømning av gass ved et eventuelt system uhell så ønsker nå flere oljeselskaper å utvikle en VO versjon av GLV slik at de kan fjerne ASV da det har vist seg at disse ventilene er sårbare for lekkasjer. Denne endringen er med på å øke investeringskostnadene for gassløft. Gas lift is widely used as artificial lift on offshore installations where you have access to produced gas from the separator plant. The principle is to re-inject produced gas into the annulus between the production pipe and the casing (production annulus) and down towards the production packing at the bottom of the well. Gas lift valves are placed at different levels in the production pipe. These are one-way valves that allow the gas in the annulus to flow into the production pipe so that the weight of the hydrostatic column inside the production pipe is reduced, thereby also reducing the back pressure on the reservoir so that the reservoir pressure itself can push the produced liquids to the surface. In principle, gas lift is an efficient system, but it requires investment in own gas compressors, surface flow pipes, Annulus Safety Valves (ASV), gas lift valves (GLV) and gas-tight pipe threads in the casing. The system can be difficult to operate in an optimal way because the mixture ratio between oil, water and any gas produced from the reservoir will vary with shorter and longer time intervals. In addition, reinjected gas in the production annulus can leak into the outer annulus through the casings. In order to reduce the risk of uncontrolled outflow of gas in the event of a system accident, several oil companies now want to develop a VO version of GLV so that they can remove ASV as it has been shown that these valves are vulnerable to leaks. This change helps to increase the investment costs for gas lift.

Det er tidligere kjent enkelt og dobbelvirkende stempelpumper for bruk til kunstig løft. Bortsett fra ulike design på selve pumpehuset (stemplene) og inn og utløpsventiler så er det flere ulike drivmekanismer for pumpene. Det dreier seg om alt fra elektormagnetiske motorløsninger til løsninger med lineær motorer. I tillegg er det kjent en enkelt virkende stempelpumpe som drives av en induksjonsmotor som igjen driver et hydraulisk aggregat som i neste omgang driver stempel og ventiler. Akkurat denne løsningen er designet for drift av mer enn et enkeltvirkende stempel i pumpen. Felles for alle pumpene er at de er beregnet for å installeres nede i bunn av brønnen. I patent US 1,740,003 er det vist en elektrisk drevet dobbelt virkende stempel pumpe. For å snu stempel bevegelsen så skifter man fase på motoren slik at den dreier motsatt vei. Med en frekvens på mellom 30 og 60 slag per minutt så blir det stor slitasje på kontaktene som skal snu den elektriske strømmen, og stor varmeutvikling hver gang stempelet skal skifte retning. Foreløpig har man ikke klart å lage lineær motorer praktiske og kommersielle, blant annet fordi der er en kraftig økning i kraftforbruk hver gang motoren skal skifte retning. Single and double-acting piston pumps for use for artificial lifting are previously known. Apart from different designs on the pump housing itself (pistons) and inlet and outlet valves, there are several different drive mechanisms for the pumps. It concerns everything from electromagnetic motor solutions to solutions with linear motors. In addition, a single acting piston pump is known which is driven by an induction motor which in turn drives a hydraulic unit which in turn drives the piston and valves. This particular solution is designed for the operation of more than one single-acting piston in the pump. What all the pumps have in common is that they are designed to be installed at the bottom of the well. In patent US 1,740,003, an electrically driven double-acting piston pump is shown. To reverse the movement of the piston, you change the phase of the motor so that it rotates in the opposite direction. With a frequency of between 30 and 60 strokes per minute, there is a lot of wear on the contacts that are supposed to reverse the electric current, and a lot of heat is generated every time the piston has to change direction. So far, it has not been possible to make practical and commercial linear motors, partly because there is a sharp increase in power consumption every time the motor has to change direction.

Pumpen ifølge oppfinnelsen overvinner ulempene knyttet til at kun en elektromotor skal drive alle pumpestegene ved at oppfinnelsen er kjennetegnet ved at den bruker en motorer i hvert trinn, fortrinnsviss en permanent magnet motor. I tillegg bruker pumpen lager, fortrinnsvis magnetlagre, for å ta opp kreftene i anordningen. En permanent magnet motor er i seg selv svært effektiv med høy virkningsgrad. I tillegg til et mer kompakt design får pumpen en redundans ved fortsatt å være i stand til å levere trykkøking selv om en, eller flere, motorer stanser. Hver motor kan kjøres på et individuelt turtall slik at kavitasjon kan unngås. Pumpen i følge oppfinnelsen bruker en ny type lagerarrangement slik at levetiden økes. Siden motoren ikke lenger leveres som en lang enhet, men er delt opp i ulike steg, så håndterer pumpen brønndeviasjon langt bedre enn eksisterende pumper. Service på pumpen blir enklere ettersom stegene ikke er sammenkoblet med en felles aksling. The pump according to the invention overcomes the disadvantages associated with only one electric motor driving all the pump stages in that the invention is characterized by the fact that it uses one motor in each stage, preferably a permanent magnet motor. In addition, the pump uses bearings, preferably magnetic bearings, to absorb the forces in the device. A permanent magnet motor is in itself very efficient with a high degree of efficiency. In addition to a more compact design, the pump gains redundancy by still being able to deliver pressure increase even if one, or more, motors stop. Each engine can be run at an individual speed so that cavitation can be avoided. The pump according to the invention uses a new type of bearing arrangement so that the service life is increased. Since the motor is no longer delivered as one long unit, but is divided into different stages, the pump handles well deviation far better than existing pumps. Servicing the pump is easier as the stages are not connected with a common shaft.

Ifølge et utførelseseksempel kjennetegnes pumpen ved at den i prinsipp består av permanent magnet motorer som individuelt driver impellerene i pumpestegene og at den benytter magnetlagre for å ta opp kreftene i anordningen. According to an exemplary embodiment, the pump is characterized by the fact that, in principle, it consists of permanent magnet motors that individually drive the impellers in the pump stages and that it uses magnetic bearings to take up the forces in the device.

Pumpen ifølge oppfinnelsen skal beskrives med henvisning til tegniner, hvor: The pump according to the invention must be described with reference to drawings, where:

Fig 1 viser prinsipp av flere pumpesteg Fig 1 shows the principle of several pump stages

Fig 2 viser prinsipp av permanent magnet motor Fig 2 shows the principle of a permanent magnet motor

Fig 3 viser snitt av permanent magnet motor Fig 3 shows a section of a permanent magnet motor

Fig 4 viser snitt av pumpetrinn med impeller, diffusor og permanent magnet motor Fig 4 shows a section of a pump stage with impeller, diffuser and permanent magnet motor

Fig 5 viser prinsipp av aksial permanent magnet motor Fig 5 shows the principle of an axial permanent magnet motor

Fig 6 viser snitt av aksial permanent magnet motor Fig 6 shows a section of an axial permanent magnet motor

Fig 7 viser snitt av pumpetrinn med impeller, diffusor og aksial permanent magnet motor. Fig 7 shows a section of a pump stage with impeller, diffuser and axial permanent magnet motor.

Fig 8 viser snitt av to pumpesteg inklusive prisnipp av lager arrangement Fig 8 shows a section of two pump stages including a price cut of the warehouse arrangement

Fig 9 viser snitt av aksialt plassert motor inklusive prinsipp av lager arrangement Fig 10 viser snitt av to pumpesteg med aksialt plassert motor inklusive prinsipp av lager arrangement Fig 9 shows section of axially placed motor including principle of bearing arrangement Fig 10 shows section of two pump stages with axially placed motor including principle of bearing arrangement

Fig 11 viser grov skisse for tilkobling av strøm Fig 11 shows a rough sketch for connecting power

Fig 12 viser et utførelseseksempel hvor pumpen anvendes sammen med plugg/pakning Fig 12 shows a design example where the pump is used together with a plug/gasket

Som vist i Fig 1 består pumpen ifølge oppfinnelsen av flere trinn eller pumpesteg. Som vist i Fig 4 består pumpestegene (1) av, som i konvensjonelle sentrifugalpumper, en impeller (2) og en diffusor (3). Antallet steg kan varieres etter behov. Istedenfor en aksling blir impelleren (2) drevet av en permanent magnet motor (PM motoren) (4) som vist i Fig 2, som innbefatter en roterende del (6) som er en integrert del av impelleren (2) og en stasjonær del (5) som er en integrert del av diffusoren (3). As shown in Fig. 1, the pump according to the invention consists of several stages or pump steps. As shown in Fig 4, the pump stages (1) consist of, as in conventional centrifugal pumps, an impeller (2) and a diffuser (3). The number of steps can be varied as required. Instead of a shaft, the impeller (2) is driven by a permanent magnet motor (PM motor) (4) as shown in Fig 2, which includes a rotating part (6) which is an integral part of the impeller (2) and a stationary part ( 5) which is an integral part of the diffuser (3).

Ved montering plasseres diffusoren (3) utenpå impelleren (2). Samtidlig blir da PM motoren sine deler posisjonert på riktig sted. Figur 4 viser en radielt plassert PM motor (4) montert i impelleren (2) og diffusoren (3). I drift står diffusoren (3) i ro sammen med den stasjonære delen av PM motoren (5). Impelleren (2) er anordnet slik at den roterer innenfor diffusoren (3). During assembly, the diffuser (3) is placed outside the impeller (2). At the same time, the PM motor's parts are positioned in the right place. Figure 4 shows a radially positioned PM motor (4) mounted in the impeller (2) and the diffuser (3). In operation, the diffuser (3) is at rest together with the stationary part of the PM motor (5). The impeller (2) is arranged so that it rotates within the diffuser (3).

Dette betyr at når PM motoren begynner å rotere, så roterer impelleren. Impelleren roterer innenfor den stasjonære diffusoren. Feste måten av PM motoren sine deler kan variere. Ifølge et utførelseseksempel er PM motoren sin roterende del laget av samme emne som impelleren. This means that when the PM motor starts to rotate, the impeller rotates. The impeller rotates within the stationary diffuser. Attaching the PM motor's parts may vary. According to an embodiment, the rotating part of the PM motor is made of the same material as the impeller.

Ytelsen og evnen en impeller har til å levere trykkøking bestemmes av impeller diameter og intern strømnings design av impelleren og diffusoren. Figur 4 viser hvordan PM motoren kan plasseres uten å innvirke på impeller diameter. Impelleren og diffusoren sin interne flow optimering er ikke påvirket av oppfinnelsen grunnet PM motorens plassering slik at pumpeløsningen ifølge oppfinnelsen kan anvendes på kjente impeller og diffusordesign. The performance and ability of an impeller to deliver pressure increase is determined by the impeller diameter and internal flow design of the impeller and diffuser. Figure 4 shows how the PM motor can be positioned without affecting the impeller diameter. The internal flow optimization of the impeller and diffuser is not affected by the invention due to the location of the PM motor, so that the pump solution according to the invention can be used on known impeller and diffuser designs.

Ifølge oppfinnelsen kan flere steg bli montert ovenpå hverandre slik at pumpe kapasiteten kan modifiseres etter behov. Pumpestegene er konstruert med en mekanisk styring slik at de ikke kan rotere i forhold til hverandre. Ifølge et utførelseseksempel er alle steg plassert innenfor en "casing". Casingen sin lengde varierer etter antallet steg som blir brukt for å oppnå ønsket kapasitet på systemet. I bunn av casingen står en konvensjonelt brukt "base" og i topp en "head". Disse to skrues ned i casingen slik at stegene blir presset sammen. According to the invention, several steps can be mounted on top of each other so that the pump capacity can be modified as needed. The pump stages are designed with a mechanical control so that they cannot rotate in relation to each other. According to an exemplary embodiment, all steps are placed within a "casing". The casing's length varies according to the number of steps used to achieve the desired capacity of the system. At the bottom of the casing is a conventionally used "base" and at the top a "head". These two are screwed down into the casing so that the steps are pressed together.

I konvensjonelle sentrifugalpumper er impelleren fiksert til en aksling slik at den radielle bevegelsen er kontrollert. Dette blir i oppfinnelsen gjort ved hjelp av et radiallager (12) Posisjonen av radiallagret kan variere. Figur 8 viser et radiallager (12) plassert i senter ovenfor impelleren (2). Radiallagret (12) er her festet i diffusoren (3) og ved montering føres akslingen på impelleren inn i lagre slik at impelleren blir radielt opplagret mot diffusoren. Montert på denne måten får impelleren radiell støtte slik andre konvensjonelle sentrifugalpumper med felles aksling får. In conventional centrifugal pumps, the impeller is fixed to a shaft so that the radial movement is controlled. In the invention, this is done with the help of a radial bearing (12) The position of the radial bearing can vary. Figure 8 shows a radial bearing (12) placed in the center above the impeller (2). The radial bearing (12) is here fixed in the diffuser (3) and during installation, the shaft of the impeller is guided into the bearings so that the impeller is radially supported against the diffuser. Mounted in this way, the impeller gets radial support like other conventional centrifugal pumps with a common shaft.

Opplagringen av aksielle krefter blir gjort av ett aksiallager(l 1) plassert mellom impeller i det overliggende pumpesteget og diffusor i det nedenforliggende The storage of axial forces is done by one axial bearing (l 1) placed between the impeller in the overlying pump stage and the diffuser in the one below

pumpesteget, som vist i Figur 8. Lageret sin posisjon kan variere. Det aksielle lagret blir montert på konvensjonelt kjent måte. Den roterende delen av lageret er montert i impelleren. På samme måte er den stasjonære delen montert i diffusoren. Lagret er av typen passivt magnetisk lager. Denne lagertypen er i teorien friksjonsfri med økt levetid for lagrene som resultat. Lagerarrangementet utelukker ikke bruk av vanlig aksialt glidlager. Dette kan være av typen konvensjonelt aksiallager. the pump step, as shown in Figure 8. The bearing's position may vary. The axial bearing is mounted in a conventionally known manner. The rotating part of the bearing is mounted in the impeller. In the same way, the stationary part is mounted in the diffuser. The bearing is of the passive magnetic bearing type. This type of bearing is, in theory, friction-free, with increased service life for the bearings as a result. The bearing arrangement does not preclude the use of a normal axial sliding bearing. This can be of the conventional axial bearing type.

PM motoren strømsettes på konvensjonelt kjent måte med strømkabel. Redundans er vitalt slik at pumpen ikke stopper hvis et pumpesteg stopper. Diffusoren konstrueres slik at strømtilførsel er mulig. Figur 11 viser et utførelseseksempel av strømtilførselen nede til venstre på figuren. Figur 5 og Figur 6 viser et prinsipp tegning på en aksial PM motor (7). Også denne består av en roterende del (8) og en stasjonær del (9). I et annet utførelseseksempel kan disse posisjoneres motsatt. Denne typen motor er også den kjent i markedet. Figur 7 viser et annet utførelseseksempel da motoren er plassert aksialt i et pumpesteg. Den stasjonære delen av motoren (9) er montert i den underliggende diffusoren og den roterende (8) i den overliggende impelleren. The PM motor is powered in a conventionally known way with a power cable. Redundancy is vital so that the pump does not stop if a pump stage stops. The diffuser is designed so that power supply is possible. Figure 11 shows an example of the power supply at the bottom left of the figure. Figure 5 and Figure 6 show a principle drawing of an axial PM motor (7). This also consists of a rotating part (8) and a stationary part (9). In another design example, these can be positioned oppositely. This type of motor is also the one known in the market. Figure 7 shows another design example when the motor is placed axially in a pump stage. The stationary part of the motor (9) is mounted in the underlying diffuser and the rotating part (8) in the overlying impeller.

Ifølge et utførelseseksempel er pumpen ifølge oppfinnelsen installert i brønnen ved hjelp av en fjernstyrt plugg eller pakning, som vist i Figur 12. Pluggen består av elektromotor (13) for setting og trekking av pluggen. Elektromotoren er i forbindelse, gjennom planetgir (14), med hul aksling (15) som roteres for å sette et eller flere slips (16) som låser pakning til produksjonsrøret (17), og hul aksling (18) som roteres for å sette et pakningselement (19). Pakningselement (19) skiller "inlet" siden fra "exhaust" siden som vist i figuren. En hul aksling (20) styrer en kuleventil (21). Anordningen innbefatter et rør (22) som leder væsken gjennom pluggen og inn i pumpen. En ventil (23) sørger for at det ved behov kan skapes hydraulisk kontakt mellom "inlet" siden og "exhaust" siden av pumpen. Ventil kan være for eksempel en magnet ventil. Pumpen innkjøres og trekkes ut ved hjelp av en kabel (24). According to an exemplary embodiment, the pump according to the invention is installed in the well using a remote-controlled plug or seal, as shown in Figure 12. The plug consists of an electric motor (13) for setting and pulling the plug. The electric motor is in connection, through planetary gear (14), with hollow shaft (15) which is rotated to set one or more ties (16) which lock packing to the production pipe (17), and hollow shaft (18) which is rotated to set a packing element (19). Gasket element (19) separates the "inlet" side from the "exhaust" side as shown in the figure. A hollow shaft (20) controls a ball valve (21). The device includes a tube (22) which leads the liquid through the plug and into the pump. A valve (23) ensures that, if necessary, hydraulic contact can be created between the "inlet" side and the "exhaust" side of the pump. The valve can be, for example, a solenoid valve. The pump is run in and pulled out using a cable (24).

Claims

1. A pump for a well, comprising one or more longitudinally-arranged sections adapted to be lowered into a well, each section consisting of a centrifugal pump arrangement consisting of a diffuser, a rotatable impeller to radially accelerate a fluid , which diffuser is arranged to direct the liquid to a higher level, and thus pump the liquid upwards in the well, characterized by a. the impeller of each section is independently driven by its own motor c. the impeller is arranged with axial and radial bearings.

2. A pump according to claim 1, characterized in that the motor is a permanent magnet motor including a stationary part attached to the diffuser and a movable part attached to the impeller

3. A pump according to claim 1, characterized in that the motor is an electric motor with a stationary part and a rotating part, where the motor has a cavity in the center for the flow of liquid, and where the rotating part of the motor is attached to the impeller for operation of this.

4. A pump according to one of claims 1, characterized in that the motor is a hydraulic motor with a stationary part and a rotating part, where the motor has a cavity in the center for the flow of liquid, and where the rotating part of the motor is attached to impeller for operation of this.

5. A pump according to one of claims 1-4, characterized in that the motors of the sections are arranged in parallel power/energy connection, and where each motor is independently controlled from a control unit.

6. A pump according to one of claims 1-5, characterized in that each section consists of sensors to measure pressure and/or temperature of the liquid, which sensors are in electrical connection with the control unit.

7. A pump according to one of claims 1-6, characterized in that the bearings are magnetic bearings.

8. A pump according to one of claims 1-7, characterized in that the pump is arranged in connection with a remotely controlled plug or seal, which seal can be placed in a production pipe to form an inlet side and an exhaust side, and where the plug is equipped with a pipe that leads the liquid from the inlet side, through the plug and on to the pump.