NO20101382A1

NO20101382A1 - Bronnpumpeinstallasjon

Info

Publication number: NO20101382A1
Application number: NO20101382A
Authority: NO
Inventors: Joren Breda; Vidar Sten-Halvorsen; Torgeir Braein
Original assignee: Fmc Kongsberg Subsea As
Priority date: 2010-10-06
Filing date: 2010-10-06
Publication date: 2012-04-09
Also published as: WO2012045771A3; WO2012045771A2

Abstract

Undersjøisk brønnarrangement og fremgangsmåte for installasjon, omfattende en nedsenkbar pumpe som omfatter en pumpeseksjon og en motorseksjon, en kabel for tilførsel av kraft til pumpemotoren som strekker seg oppover i brønnen, og midler for kobling av kabelen til en kraftkilde på utsiden av brønnen, hvor pumpeseksjonen er forankret til en produksjonsrørledning i brønnen, motorseksjonen er frigjørbart koblet til pumpeseksjonen og lokalisert over pumpeseksjonen, en kraftkabel er koblet til motoren og strekker seg på innsiden av rørledningen opp til en plugg som er lokalisert i rørledningshengeren i juletreet, og at den utenforliggende kraftkilden er koblet til pluggen.Subsea well arrangement and method of installation, comprising a submersible pump comprising a pump section and a motor section, a cable for supplying power to the pump motor extending upward in the well, and means for connecting the cable to a power source outside the well, wherein the pump section is anchored to a production pipeline in the well, the engine section is releasably connected to the pump section and located above the pump section, a power cable is connected to the motor and extends inside the pipeline up to a plug located in the pipeline hanger in the Christmas tree, and the outside power source is connected to the plug.

Description

Oppfinnelsen vedrører en brønnpumpeinstallasjon og en fremgangsmåte for installering og/eller opphenting av en pumpe fra en undersjøisk brønn. The invention relates to a well pump installation and a method for installing and/or retrieving a pump from an underwater well.

Når hydrokarboner ekstraheres fra en underjordisk formasjon blir et hull boret ned til den produserende formasjonen som deretter blir foret og produksjonsrør blir installert i brønnen med et juletre på toppen. Deretter blir foringen perforert for å tillate hydrokarboner å strømme inn i røret og ut av brønnen. Juletreet inneholder ventilene og annet utstyr som skal sikre trygg operasjon av produksjonen. When hydrocarbons are extracted from an underground formation a hole is drilled down to the producing formation which is then lined and production tubing is installed in the well with a Christmas tree on top. Next, the casing is perforated to allow hydrocarbons to flow into the pipe and out of the well. The Christmas tree contains the valves and other equipment to ensure safe operation of the production.

Normalt vil hydrokarbonene strømme ut av brønnen fritt på grunn av trykket i formasjonen. Ettersom det som er deponert uttømmes vil likevel trykket falle og brønnen kan måtte bli stengt ned mens det fremdeles er hydrokarboner igjen som kan bli ekstrahert fra brønnen. Det er mulig å installere midler i brønnen for å hjelpe til å løfte hydrokarbonene til overflaten. Det finnes også deponeringer der det naturlige trykket i formasjonen er for lavt til å "presse" hydrokarbonene ut av brønnen. Normally, the hydrocarbons will flow out of the well freely due to the pressure in the formation. As what has been deposited is exhausted, the pressure will still drop and the well may have to be shut down while there are still hydrocarbons left that can be extracted from the well. It is possible to install means in the well to help lift the hydrocarbons to the surface. There are also deposits where the natural pressure in the formation is too low to "squeeze" the hydrocarbons out of the well.

Det finnes to måter å hjelpe ekstrahering av hydrokarboner fra brønnen. Ved å benytte en gassløfteprosess blir en gass pumpet en del av veien ned i brønnen. Når gassen strømmer oppover danner den et trykkfall i toppen av brønnen som vil gjøre det mulig for hydrokarboner å strømme ut. Dette er en vidt utbredt benyttet fremgangsmåte, men den er forbundet med store kostnader da det må bli installert ytterligere infrastruktur og gassen må kanskje bli pumpet fra en overflatefasilitet. En annen fremgangsmåte er å installere en pumpe i brønnen for å øke trykket i strømningen. Disse blir kalt elektrisk nedsenkbare pumper (ESP). Likevel er miljøet i en brønn svært utfordrende og kan forårsaket elektriske motorer til å bryte sammen etter kun få år. Pumpen blir vanligvis installert som en del av rørledningen (eng: tubing) og derfor må hele produksjonsrørledningen bli trukket opp når det er nødvendig å skifte ut pumpen. Derfor er pumper mest vanlig benyttet på landbaserte brønner der det er enklere å få tilgang til brønnen. There are two ways to aid the extraction of hydrocarbons from the well. By using a gas lift process, a gas is pumped part of the way down the well. When the gas flows upwards, it creates a pressure drop at the top of the well which will enable hydrocarbons to flow out. This is a widely used method, but it is associated with large costs as additional infrastructure must be installed and the gas may have to be pumped from a surface facility. Another method is to install a pump in the well to increase the pressure in the flow. These are called electrically submersible pumps (ESP). Nevertheless, the environment in a well is very challenging and can cause electric motors to break down after only a few years. The pump is usually installed as part of the pipeline (eng: tubing) and therefore the entire production pipeline must be pulled up when it is necessary to replace the pump. Therefore, pumps are most commonly used on land-based wells where it is easier to access the well.

I et undersjøisk miljø er tilgang til pumpesystemet mye vanskeligere. En undersjøisk brønn kan være lokalisert .mer enn ett tusen-mjitei-.under overflaten og ESP-systemet kan i tillegg være installert tusenvis av meter under sjøbunnen. Dette øker utfordringen ved installasjon fordi utstyret må ha kapasiteten til å bære installasjonskabelen eller vaieren i tillegg til vekten av ESP'en. In a subsea environment, access to the pumping system is much more difficult. A subsea well can be located more than one thousand meters below the surface and the ESP system can also be installed thousands of meters below the seabed. This increases the challenge of installation because the equipment must have the capacity to carry the installation cable or wire in addition to the weight of the ESP.

I en undersjøisk brønn er det behov for et ESP-system som er enkelt å installere og hente opp igjen (i tilfelle svikt). Dette behovet er adressert ifølge foreliggende oppfinnelse. In a subsea well, there is a need for an ESP system that is easy to install and recover (in case of failure). This need is addressed according to the present invention.

I det følgende vil oppfinnelsen bli beskrevet med referanse til de tilhørende tegningene, der In the following, the invention will be described with reference to the associated drawings, where

Figur 1 er en tegning av en undersjøisk brønnpumpeinstallasjon, Figure 1 is a drawing of a subsea well pump installation,

Figur 2 er en tegning som viser pumpe-/motorkombinasjonen i mer detalj, Figure 2 is a drawing showing the pump/motor combination in more detail,

Figur 3 er en tegning av installasjonssystemet, Figure 3 is a drawing of the installation system,

Figur 4-8 er tegninger av installasjonssekvensen, Figure 4-8 are drawings of the installation sequence,

Figur 9 er en tegning som viser pumpen installert i brønnen, Figure 9 is a drawing showing the pump installed in the well,

Figur 10 er en tegning av brønnhode-PCH'en. Figure 10 is a drawing of the wellhead PCH.

Figur 11 viser alternative midler for installasjon, og Figure 11 shows alternative means of installation, and

Figur 12 er en tegning av en komposittkraftkabel. Figure 12 is a drawing of a composite power cable.

I figur 1 er det vist en brønn med en pumpe som er installert ifølge oppfinnelsen. Brønnen har et brønnhode 2 med et juletre 4 koblet til brønnhodet. Brønnhodet støtter et antall foringsstrenger som er vist i figur 3. Juletreet har et produksjonsutløp 6 som er kontrollert av en ventil 8. Fra juletreet strekker en produksjonsrørstreng 10 seg ned til en produserende formasjon 12. Figure 1 shows a well with a pump installed according to the invention. The well has a wellhead 2 with a Christmas tree 4 connected to the wellhead. The wellhead supports a number of casing strings shown in Figure 3. The Christmas tree has a production outlet 6 which is controlled by a valve 8. From the Christmas tree a production tubing string 10 extends down to a producing formation 12.

Pumpen omfatter en pumpeseksjon 20 koblet til en elektrisk motor 22. Pumpe/motor-kombinasj onen kan bli satt sammen og fiksert til hverandre på overflaten, men i en foretrukket utførelsesform er motoren og pumpen separate og en frigjørbar kobler 21 er montert mellom motoren og pumpen. Grunnen til dette vil bli forklart i mer detalj senere. The pump comprises a pump section 20 connected to an electric motor 22. The pump/motor combination can be assembled and fixed to each other on the surface, but in a preferred embodiment the motor and pump are separate and a releasable coupler 21 is fitted between the motor and the pump . The reason for this will be explained in more detail later.

Pumpeseksjonen 20 er koblet til et kombinert paknings- og forankringsmiddel 24. Dette gjør at pumpen kan være forankret til rørledningen i brønnen. Forankringsmiddelet kan være kilebelter som er ekspandert inn i rørledningsveggen slik dette er velkjent på fagområdet. Pakningen isolerer annulusen mellom pumpen og rørledningen. Som en del av pakningen kan det være installert en sikkerhetsventil 26 som kan stenge innløpspassasjen til pumpen. The pump section 20 is connected to a combined packing and anchoring means 24. This means that the pump can be anchored to the pipeline in the well. The anchoring means can be wedge belts that are expanded into the pipeline wall as is well known in the field. The gasket insulates the annulus between the pump and the pipeline. As part of the gasket, a safety valve 26 may be installed which can close the inlet passage to the pump.

En kraftkabel 30 strekker seg fra brønnhodet 2 til den elektriske motoren 22 for å forsyne motoren med kraft. En foretrukket kabel kan være som vist i figur 12. Kabelen 30 er en komposittkabel med karbonfibere innesluttet i en matriks 31. Kabelen omfatter tre kraftledere 32, hver av disse med et isolerende lag 33.1 tillegg er det vist en optisk kabel 34 for å bringe signaler til eller fra motoren. Kabelen kan også omfatte hydrauliske linjer 36 for tilførsel av for eksempel kjemikalier og fluider for operasjon av hydrauliske funksjoner (operere luker/sperrer trykktest o.s.v.) nede i brønnen. På tegningen er tre linjer vist, men det kan selvfølgelig være flere eller færre enn tre. Komposittkabelen vil bli designet for å bære vekten av ESP'en under installasjon og opphenting, og dette vil bli diskutert i mer detalj senere. Et fordelaktig design er en kabel med 30 mm ytre diameter (eng: OD) og som har tre ledere med diameter på 5 mm. En slik kabel vil ha en bruddstyrke på 560 kN. A power cable 30 extends from the wellhead 2 to the electric motor 22 to supply the motor with power. A preferred cable can be as shown in Figure 12. The cable 30 is a composite cable with carbon fibers enclosed in a matrix 31. The cable comprises three power conductors 32, each of these with an insulating layer 33.1 In addition, an optical cable 34 is shown to carry signals to or from the engine. The cable can also include hydraulic lines 36 for the supply of, for example, chemicals and fluids for operating hydraulic functions (operating hatches/barriers, pressure test, etc.) down in the well. In the drawing, three lines are shown, but of course there can be more or fewer than three. The composite cable will be designed to support the weight of the ESP during installation and retrieval, and this will be discussed in more detail later. An advantageous design is a cable with a 30 mm outer diameter (eng: OD) and which has three conductors with a diameter of 5 mm. Such a cable will have a breaking strength of 560 kN.

Motoren 22 har en kobling 23 for tilkobling av kabelen til motorhuset. Dette er fortrinnsvis en permanent kobling som blir gjort på overflaten før installasjonen. The motor 22 has a connector 23 for connecting the cable to the motor housing. This is preferably a permanent connection that is made on the surface before installation.

Kabelen strekker seg oppover til juletreet 4 og er i sin øvre ende koblet til en plugg 24. Pluggen 24 er designet for å passe inn i kronepluggprofilen i røropphenget (eng: tubing hanger). For å forsyne motoren med kraft blir en spesiel ventiltrekappe (eng: tree cap) 26 benyttet. Ventiltrekappen omfatter en wet-mate-kobling som når den er installert vil passe i en tilsvarende kobling på pluggen 24. Kraft blir tilført fra en The cable extends upwards to the Christmas tree 4 and is connected at its upper end to a plug 24. The plug 24 is designed to fit into the crown plug profile in the tubing hanger. To supply the engine with power, a special valve tree cap (eng: tree cap) 26 is used. The valve cover includes a wet-mate coupling which, when installed, will fit into a corresponding coupling on the plug 24. Power is supplied from a

fjern lokalisering gjennom undersjøisk kabel 25. remote location through submarine cable 25.

Under anvendelse, som vist i figur 2 vil hydrokarbonene strømme fra den produserende formasjonen og inn i brønnen under pumpen og deretter opp til pumpeinntaket, som vist ved pilen 14. Pumpeutløpet er avbildet med piler 15. Strømningen vil deretter fortsette opp rørledningen 16 og ut gjennom produksjonsutløpet 6 på juletreet. In use, as shown in Figure 2, the hydrocarbons will flow from the producing formation into the well below the pump and then up to the pump inlet, as shown by arrow 14. The pump outlet is depicted by arrows 15. The flow will then continue up pipeline 16 and out through production outlet 6 on the Christmas tree.

I figur 3 er det vist et typisk brønnoppsett med en intervensjonsstabel montert på toppen for installasjon og tilbaketrekking av ESP'en. I brønnen er det plassert en ledningsføring (eng: conductor casing) som normalt er forankret til en ledebase (ikke vist). På innsiden av denne er det overflateforing 104 som er sveiset til brønnhodet 2 på den normale måten. I dette eksemplet er to intermediære foringer 105 og 106 installert i brønnen og hengt ned fra juletreet 2. Produksjonsrørledningen er sveiset til en rørledningshenger (ikke vist) på juletreet og strekker seg ned inn i brønnen. En produksjonspakning 108 forsegler det annulære rommet mellom rørledningen 10 og den innerste foringen 106. En liner 110 kan også bli arrangert i brønnen, og strekker seg inn i formasjonen. Som vist har juletreet et produksjonsutløp 6 som er kontrollert av en masterventil 8 og vingventil 9. Figure 3 shows a typical well layout with an intervention stack mounted on top for installation and withdrawal of the ESP. A conductor casing is placed in the well, which is normally anchored to a conductor base (not shown). On the inside of this there is surface lining 104 which is welded to the wellhead 2 in the normal way. In this example, two intermediate liners 105 and 106 are installed in the well and suspended from the Christmas tree 2. The production pipeline is welded to a pipeline hanger (not shown) on the Christmas tree and extends down into the well. A production packing 108 seals the annular space between the pipeline 10 and the innermost casing 106. A liner 110 may also be arranged in the well, extending into the formation. As shown, the Christmas tree has a production outlet 6 which is controlled by a master valve 8 and wing valve 9.

Lubrikatorstabelen (eng: lubricator stack) er montert på toppen av juletreet og koblet til dette. Lubrikatorstabelen omfatter et lubrikatorrør 50, en brønnkontrollpakke 52 og øvre 54 og nedre 56 trykkontrollhoder (PCH). Den øvre PCH er utstyrt med et lubrikatorsystem for å fremme passasjen av en kabel gjennom PCH'en. Bypass-linjer 60 er arrangert for å skylle hydrokarboner ut av lubrikatoren gjennom 64 og inn i brønnen. Det finnes midler 62 for injisering av en hydratinhibitor inn i lubrikatoren. For en mer detaljert forståelse av den undersjøiske lubrikatorstabelen vises det til US patent 7 331 393 og den detaljerte beskrivelsen der. The lubricator stack is mounted on top of the Christmas tree and connected to it. The lubricator stack includes a lubricator tube 50, a well control package 52, and upper 54 and lower 56 pressure control heads (PCH). The upper PCH is equipped with a lubricator system to facilitate the passage of a cable through the PCH. Bypass lines 60 are arranged to flush hydrocarbons out of the lubricator through 64 and into the well. There are means 62 for injecting a hydrate inhibitor into the lubricator. For a more detailed understanding of the subsea lubricator stack, reference is made to US patent 7,331,393 and the detailed description therein.

Figurene 4-8 viser installasjonssekvensen for ESP'en. Før installasjon er WCP-ventilene 52 og den nedre PCH 56 lukket. Den øvre PCH er åpnet og ESP'en 20,22 blir senket inn i lubrikatoren som er opphengt i kabelen 30 (figur 4). Den øvre PCH er nå lukket og den nedre PCH blir åpnet for å tillate passasje av pumpen inn i brønnen. Den øvre PCH tillater passasje av kabelen mens brønnfluidene forsegles fra miljøet. Dersom nødvendig kan smøremiddel bli tilført for å forsegle rundt kabelen mens den senkes inn i brønnen, som beskrevet i US patent 7 331 393. Figures 4-8 show the installation sequence for the ESP. Before installation, the WCP valves 52 and the lower PCH 56 are closed. The upper PCH is opened and the ESP 20,22 is lowered into the lubricator which is suspended in the cable 30 (figure 4). The upper PCH is now closed and the lower PCH is opened to allow passage of the pump into the well. The upper PCH allows passage of the cable while sealing the well fluids from the environment. If necessary, lubricant can be added to seal around the cable as it is lowered into the well, as described in US patent 7,331,393.

I denne utførelsesformen blir en sikkerhetsventil installert i rørledningen over ESP'en. Når sikkerhetsventil 32 er nær lubrikatoren blir den nedre PCH 56 lukket for å forsegle rundt kabelen. Hydrokarboner vil nå bli skylt ut av lubrikatoren før den øvre PCH 54 blir åpnet for å tillate passasje for sikkerhetsventilen. Etter at sikkerhetsventilen 32 har nådd lubrikatoren blir den øvre PCH 54 igjen lukket forseglingstett rundt kabelen 30 (figur 5). Den nedre PCH kan nå bli åpnet for å tillate ytterligere passasje av ESP'en og sikkerhetsventilen inn i brønnen (figur 6). In this embodiment, a safety valve is installed in the pipeline above the ESP. When safety valve 32 is close to the lubricator, the lower PCH 56 is closed to seal around the cable. Hydrocarbons will now be flushed out of the lubricator before the upper PCH 54 is opened to allow passage of the safety valve. After the safety valve 32 has reached the lubricator, the upper PCH 54 is again closed hermetically around the cable 30 (figure 5). The lower PCH can now be opened to allow further passage of the ESP and safety valve into the well (Figure 6).

Ettersom ESP'en blir senket videre inn i brønnen nærmer forankringspluggen 24 seg lubrikatoren. Den nedre PCH 56 blir igjen lukket og hydrokarboner skylt ut av As the ESP is lowered further into the well, the anchor plug 24 approaches the lubricator. The lower PCH 56 is again closed and hydrocarbons flushed out

lubrikatoren. Nå blir den øvre PCH 54 åpnet og oppsettet blir senket ytterligere inn i brønnen inntil pluggen 24 har nådd lubrikatoren 50 (figur 7). Den øvre PCH 54 blir igjen lukket og den nedre PCH 56 blir åpnet. Oppsettet blir nå senket ytterligere inn i brønnen inntil ESP'en er i posisjon til å bli låst til rørledningen. Belastningen blir nå tatt av løftekabelen 31 slik at pluggen 24 kan entre og bli låst inn i rørhengeren. Dette vil da også ta vekk belastningen fra komposittkraftkabelen 30. the lubricator. Now the upper PCH 54 is opened and the setup is lowered further into the well until the plug 24 has reached the lubricator 50 (figure 7). The upper PCH 54 is again closed and the lower PCH 56 is opened. The setup is now lowered further into the well until the ESP is in a position to be locked to the pipeline. The load is now taken by the lifting cable 31 so that the plug 24 can enter and be locked into the pipe hanger. This will then also remove the load from the composite power cable 30.

Kabelen kan være arrangert slik at den kveiles langs den indre veggen av produksjonsrørledningen, og dette kan bli oppnådd ved hjelp av overlengde av kabel eller ved teleskopisk ESP-låsearrangement. Kabelen kveilet mot rørledningsveggen kan ha fordelaktige arbeidsbetingelser på grunn av at den er ute av hovedproduksjonsstrømningen og mindre utsatt for slitasje og vibrasjon. The cable may be arranged to coil along the inner wall of the production pipeline, and this may be achieved by over-length cable or by telescopic ESP locking arrangement. The cable coiled against the pipeline wall can have advantageous working conditions due to being out of the main production flow and less subject to wear and vibration.

Situasjonen er nå som vist i figur 11. ESP'en og pluggen er forankret i posisjon. En ventiltrekappe (eng: tree cap)som har en wet-mate-kobling blir installert på toppen av og låst inn i juletreet. Ventiltrekappekoblingen stikkes inn i en mottaker (ikke vist) i pluggen for å muliggjøre at kraft, signal og fluider kan bli tilført ESP'en. Figur 9 viser flere detaljer for den nedre PCH 56. PCH'en omfatter bukker (eng: rams) 67, 68 som kan bli åpnet for å tillate passasje av de større delene, slik som pumpen og pluggen. Etter passasje av de større delene kan bukkene bli lukket for å muliggjøre forsegling rundt kabelen mens pumpen senkes inn i brønnen. En ventil 70 med midler til å kutte kabelen kan også bli inkludert i PCH 56. Figur 10 viser en alternativ utførelsesform. Under installasjon blir den nedre PCH 56 senket til sjøbunnen og koblet til brønnhodet (juletre). På overflaten blir pumpen montert på innsiden av lubrikatorrøret og den øvre PCH plassert på toppen av lubrikatoren. På denne måten vil lubrikatoren virke som en beholder under installasjon. Som nevnt ovenfor omfatter PCH-bukkene strippemidler (eng: stripping means) men kan også åpnes vidt for å få plass til ESP'en med større diameter, sikkerhetsventil, kabelhenger (plugg) og så videre. I en foretrukket utførelsesform kan strømningsrør 72 bli arrangert rundt kabelen. Strømningsrørene er korte lengder med rør som har en indre diameter som kun er litt større enn kabelen. På overflaten blir kabelen satt inn i strømningsrøret og når oppsettet senkes vil strømningsrørene være lokalisert rett over ESP'en. Når ESP'en har passert gjennom den øvre PCH kan PCH'en bli lukket rundt strømningsrørene og holde disse mens ESP'en senkes videre inn i brønnen. Når pluggen er montert på toppenden av komposittkabelen kan et annet strømningsrør være arrangert rundt løftevaieren over pluggen. The situation is now as shown in figure 11. The ESP and the plug are anchored in position. A valve tree cap (eng: tree cap) which has a wet-mate coupling is installed on top of and locked into the Christmas tree. The valve cover connector plugs into a receiver (not shown) in the plug to enable power, signal and fluids to be supplied to the ESP. Figure 9 shows more details of the lower PCH 56. The PCH comprises rams 67, 68 which can be opened to allow passage of the larger parts, such as the pump and the plug. After passage of the larger parts, the trestles can be closed to enable sealing around the cable while the pump is lowered into the well. A valve 70 with means for cutting the cable may also be included in the PCH 56. Figure 10 shows an alternative embodiment. During installation, the lower PCH 56 is lowered to the seabed and connected to the wellhead (Christmas tree). On the surface, the pump is mounted on the inside of the lubricator tube and the upper PCH is placed on top of the lubricator. In this way, the lubricator will act as a container during installation. As mentioned above, the PCH trestles include stripping means (eng: stripping means) but can also be opened wide to accommodate the ESP with a larger diameter, safety valve, cable hanger (plug) and so on. In a preferred embodiment, flow pipe 72 may be arranged around the cable. The flow tubes are short lengths of tubing that have an inner diameter only slightly larger than the cable. On the surface, the cable is inserted into the flow pipe and when the setup is lowered, the flow pipes will be located directly above the ESP. Once the ESP has passed through the upper PCH, the PCH can be closed around the flow pipes and hold them while the ESP is lowered further into the well. When the plug is fitted to the top end of the composite cable, another flow tube may be arranged around the lifting wire above the plug.

Når tiden kommer for pluggen til å passere gjennom den nedre PCH blir den åpnet og strømningsrøret tillatt å gli nedover inn i brønnen. When the time comes for the plug to pass through the lower PCH, it is opened and the flow pipe is allowed to slide down into the well.

Et trykkutjevningssystem (eng: pressure equalization system) 74 kan anordnes til lubrikatoren. A pressure equalization system (eng: pressure equalization system) 74 can be arranged for the lubricator.

Normalt blir et ESP-oppsett installert sammen med rørledningen og kraftkabelen vil da normalt bli ført på utsiden av rørledningen og festet til denne. Pumpene blir da normalt lokalisert over motoren fordi det muliggjør bedre avkjøling av motoren. Som nevnt tidligere er problemet da at for å hente opp oppsettet må hele rørledningen bli tatt opp av brønnen. Dette er en svært kostnadskrevende operasjon fordi det er nødvendig med en rigg på overflaten for å takle belastningene (eng: loads). I tillegg må brønnen drepes ved å pumpe tung mud inn i brønnen for å balansere trykket i brønnen. Dette kan ha alvorlige konsekvenser ved at det kanskje ikke vil være mulig å starte opp brønnen igjen fordi mud har trengt inn i formasjonen og lukket porene som muliggjør strømningen av olje inn i brønnen. Normally, an ESP setup is installed together with the pipeline and the power cable will then normally be routed on the outside of the pipeline and attached to it. The pumps are then normally located above the engine because it enables better cooling of the engine. As mentioned earlier, the problem then is that in order to retrieve the setup, the entire pipeline must be taken up by the well. This is a very costly operation because a rig is needed on the surface to cope with the loads. In addition, the well must be killed by pumping heavy mud into the well to balance the pressure in the well. This can have serious consequences in that it may not be possible to start up the well again because mud has penetrated the formation and closed the pores that enable the flow of oil into the well.

I foreliggende oppfinnelse er det derfor foreslått at pumpeseksjonen er lokalisert under motoren og frakoblbar fra motoren. Pumpen vil normalt ha en mye lenger levetid enn motoren. En pumpe kan typisk vare i opp til ti år mens en motor kan bli slitt ut på så kort tid som i løpet av to år. Det vil derfor være en fordel å være i stand til å kun å kunne skifte ut motoren mens pumpeseksjonen blir igjen i brønnen. En annen fordel med dette er at når pumpen og motoren er installert separat kan lengden av lubrikatoren være mindre. En ESP kan enkelt være mer enn 40 meter lang og det er derfor svært vanskelig å ha slikt langt lubrikatorrør fordi det blir påvirket av bøyemomenter fra operasjoner og strømmer og bøyemomentene kan være mer vanskelig å ta høyde for. Det vil helt sikkert føre til en større og tyngre lubrikator for å muliggjøre tilstrekkelig stivhet. In the present invention, it is therefore proposed that the pump section is located below the engine and can be disconnected from the engine. The pump will normally have a much longer service life than the motor. A pump can typically last up to ten years, while a motor can wear out in as little as two years. It would therefore be an advantage to be able to only replace the motor while the pump section remains in the well. Another advantage of this is that when the pump and motor are installed separately, the length of the lubricator can be reduced. An ESP can easily be more than 40 meters long and it is therefore very difficult to have such a long lubricator pipe because it is affected by bending moments from operations and currents and the bending moments can be more difficult to account for. It will certainly lead to a larger and heavier lubricator to allow for sufficient stiffness.

I den foretrukne utførelsesformen blir derfor pumpen installert først. Pumpen kan bli kjørt på en standardvaier, kabel eller dersom ønskelig kveilerør. Den nedre PCH vil i dette tilfellet ikke bli benyttet. Deretter blir pumpeseksjonen installert som beskrevet ovenfor. In the preferred embodiment, therefore, the pump is installed first. The pump can be run on a standard wire, cable or, if desired, coiled pipe. The lower PCH will not be used in this case. The pump section is then installed as described above.

Når pumpen stopper å virke skyldes det nesten helt sikkert motoren, og derfor, når den hentes opp kan dette bli gjort ved å benytte et lett fartøy i stedet for en kostnadskrevende rigg. When the pump stops working it is almost certainly due to the engine, and therefore, when it is retrieved this can be done by using a light vessel instead of a costly rig.

Oppfinnelsen fremmer også retrospektiv installering av ESP'en i eksisterende brønner. Den øvre DHSV (sikkerhetsventil) 32 må i dette tilfellet bli låst opp før pumpeinstal lasj on. The invention also promotes retrospective installation of the ESP in existing wells. In this case, the upper DHSV (safety valve) 32 must be unlocked before pump installation.

Claims

1. Subsea well arrangement comprising a submersible pump comprising a pump section and a motor section, a cable for supplying power to the pump motor extending upwards in the well, and means for connecting the cable to a power source on the outside of the well, characterized in that the pump section is anchored to a production pipeline in the well, the motor section is releasably connected to the pump section and located above the pump section, a power cable is connected to the motor and extends on the inside of the pipeline up to a plug located in the pipeline hanger in the Christmas tree, and that the external power source is connected to the plug.

2. Subsea well arrangement according to claim 1, where the power cable is a composite cable.

3. Subsea well arrangement according to claim 2, where the composite cable comprises at least two copper conductors, an optical line and at least one fluid line.

4. Subsea well arrangement according to claim 2, where the composite cable is a load-bearing cable used to hold the weight of the pump during installation or retrieval.

5. Subsea well arrangement according to claim 1, that the plug has a wet-mate connection for connecting the lines in the cable to lines in a valve tree jacket.

6. Subsea well arrangement according to claim 1, where the valve cover is connected to a remote installation.

7. Subsea well arrangement according to claim 1, where a subsea lubricator during installation is mounted on top of the well.

8. Subsea well arrangement according to claim 7, wherein the subsea lubricator comprises a lubricator tube and a first pressure control head located on top of the lubricator tube.

9. Subsea well arrangement according to claim 7, wherein the subsea lubricator comprises a second pressure control head located between the lubricator pipe and the top of the well.

10. Subsea well arrangement according to claim 7, where the pressure control heads have means for sealing around the composite cable when the pump is led into or out of the well.

11. Subsea well arrangement according to claim 7, wherein the pressure control heads comprise a lubricant injection system.

12. Method for installing a submersible pump in a subsea well comprising the following steps: attaching a composite cable to the pump and submerging the pump into a subsea lubricator that has upper and lower pressure control heads, open the lower lubricator and lower the pump further into the well, attach a plug to the upper end of the composite cable, attach another cable or wire to the plug and lower the plug into it subsea lubricator while the pump is lowered further into the well, open the lower PCH to allow the plug to enter the Christmas tree, anchor the pump into the production pipeline in the well, and anchor the plug into the Christmas tree.

13. Method according to claim 12, further comprising the step of locking the pump to the production pipeline in the well.

14. Method according to claim 12, where the motor and pump can be installed independently of each other.

15. Method according to claim 12, where the lubricator is brought up to the surface after operations.