NO20110862A1

NO20110862A1 - Module-based pump

Info

Publication number: NO20110862A1
Application number: NO20110862A
Authority: NO
Inventors: Gunnar Andersen; Petter Arlehed; Leif Vartdal
Original assignee: Norali As
Priority date: 2011-06-15
Filing date: 2011-06-15
Publication date: 2012-12-17
Also published as: NO332956B1

Abstract

Oppfinnelsen vedrører en rotordynamisk, sentrifugalpumpe ved bruk innen pumping av hydrokarboner og vann i en nedihullsapplikasjon. Pumpen er innrettet med flere lengderetningarrangerte trinn tilpasset for å settes ned inn i en brønn, hvori hvert trinn består av et pumpehus, en motor og et eller flere pumpesteg. Pumpestegene innbefatter en ledekanal og et roterbart løpehjul til radialt å akselerere en væske, der ledekanalen er anordnet til å lede væsken til et høyere nivå, og dermed pumpe væsken oppover i brønnen. Løpehjulene i hvert trinn er drevet av en felles motor, og motoren er plassert inne i pumpehuset hvor væske kan strømme på utsiden av motoren, men på innsiden av pumpehuset.The invention relates to a rotor-dynamic centrifugal pump for use in pumping hydrocarbons and water in a downhole application. The pump is arranged with several longitudinally arranged steps adapted to be inserted into a well, in which each step consists of a pump housing, motor and one or more pump steps. The pump ladders include a guide channel and a rotatable impeller for radially accelerating a fluid, the guide channel being arranged to direct the fluid to a higher level, thereby pumping the fluid upwardly into the well. The impeller in each stage is driven by a common motor, and the motor is located inside the pump housing where fluid can flow on the outside of the motor but inside the pump housing.

Description

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 et såkalt flerstegsprinsipp, hvor pumpen består av flere vertikalanordnede steg. Ett steg består i hovedsak av et løpehjul (impeller) og en ledekanal (diffusor). Løpehjulene er festet til en felles aksling som går gjennom samtlige steg, og denne akslingen er drevet av en elektromotor. Et eksempel av denne teknikken er "ESP pumper" (Electrical Submersible Pump) som eksisterer på markedet idag. Grunnen til flere steg benyttes er at et steg har begrenset evne til å levere trykk økning. For å oppnå nok trykk må pumper av denne typen bruke flere steg, 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 mainly consists of an impeller (impeller) and a guide channel (diffuser). The running wheels are attached to a common shaft that runs through all steps, and this shaft is driven by an electric motor. An example of this technique is the "ESP pump" (Electrical Submersible Pump) which exists on the market today. The reason several stages are used is that one stage has limited ability to deliver pressure increase. To achieve enough pressure, pumps of this type must use several stages, connected in series, on top of each other.

Det er imidlertid ulemper ved eksisterende flerstegspumper, som for eksempel det at alle steg er drevet av én motor slik at hele pumpen stopper hvis motoren stanser. I tillegg blir de eksisterende motorkonstruksjonene lange. Detter er et problem når brønnbanen har et avvik. Dagens pumper sliter i tillegg med levetid i lagrene på grunn av de store belastningene som bruken av en felles aksling forårsaker. However, there are disadvantages to existing multi-stage pumps, such as the fact that all stages are driven by one motor so that the entire pump stops if the motor stops. In addition, the existing engine designs will be long. This is a problem when the well path has a deviation. Today's pumps also struggle with bearing life due to the heavy loads caused by the use of a common shaft.

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 summen av trykket på overflaten og vekten (det hydrostatiske trykket) av væskesøylen i brønnen. 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. 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 the sum of the pressure on the surface and the weight (the hydrostatic pressure) of the fluid column in the well. 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.

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. 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 en elektromotor i bunnen, ut fra denne går det en aksling og på denne er det montert løpehjul (e) og ledekanaler i flere steg. Antall steg blir bestemt 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 impeller(s) and guide channels in several steps. 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 motorene 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 motors 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 dobb el virkende 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 hatt problemer med 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 electric-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, problems have been encountered in making practical and commercial linear motors, partly because there is a sharp increase in power consumption every time the motor has to change direction.

Det er tidligere kjent gjennom patentsøknadene nr. 20100871 (Magnetpumpe) og nr. 20101569 (Ringmotorpumpe) prinsipper der pumpens totale kapasitet oppnås gjennom flere trinn, og at hvert trinn kan inneholde flere pumpesteg. I begge disse nevnte løsningene så strømmer væskene i senter av motoren i hvert trinn. I følge oppfinnelsen strømmer væskene på utsiden av motoren. Siden motor er plassert innvendig i pumpehuset, betyr det at i et utførelseseksempel kan motor i oppfinnelsen være en integrert del av ledekanal. It is previously known through the patent applications No. 20100871 (Magnet pump) and No. 20101569 (Ring motor pump) principles where the pump's total capacity is achieved through several stages, and that each stage can contain several pump stages. In both of these mentioned solutions, the fluids flow in the center of the engine in each stage. According to the invention, the liquids flow on the outside of the engine. Since the motor is placed inside the pump housing, this means that in one embodiment, the motor in the invention can be an integral part of the guide channel.

Pumpen ifølge oppfinnelsen innbefatter flere trinn, som igjen er inndelt i et eller flere pumpesteg. Et pumpesteg innbefatter et løpehjul og en ledekanal. Et trinn er definert til å omfatte en motor som driver et eller flere pumpesteg i trinnet, og The pump according to the invention includes several stages, which are in turn divided into one or more pump stages. A pump stage includes an impeller and a guide channel. A step is defined to include a motor that drives one or more pump stages in the step, and

ifølge et aspekt med oppfinnelsen innbefatter pumpen flere trinn for at anordningen skal få nok løftekapasitet. Pumpen ifølge oppfinnelsen overvinner ulempene knyttet til at kun en elektromotor alene skal drive alle pumpestegene ved at oppfinnelsen er kjennetegnet ved at den bruker en motor i hvert trinn. Motorene i hvert trinn kan også drive to eller flere pumpesteg i trinnet via en felles aksling. Denne akslingen står ikke i kontakt med andre akslinger i andre trinn. Ifølge oppfinnelsen er pumpen utstyrt med motorer som er utformet med en rotor i senter som er omkranset av en stator. Der rotor i motoren er knyttet til løpehjulet/løpehjulene i de enkelte trinnene via en aksling. Motoren står i senter av trinnet, inne i et pumpehus, og væsken strømmer innvendig i pumpehuset på utsiden av motorene og/eller gjennom kanaler som er integrert i motorene. Pumpen består av flere trinn for å oppnå tilstrekkelig løftekapasitet. Dette er i motsetning til kjente pumper som kun har en motor som står nedenfor pumpehuset som en separat enhet. Ifølge et foretrukket utførelseseksempel består pumpen ifølge oppfinnelsen av inntil ca. tre pumpesteg i et trinn får å kunne oppnå tilstrekkelig løft, men både flere og færre pumpesteg er mulig. I tillegg kan en pumpe bestå av trinn med ulike antall pumpesteg. Ved å konstruere pumpen bestående av separate trinn som igjen inneholder et tilpasset antall steg, så får pumpen den klare fordel at dersom motoren i et trinn stopper, så skal alle de andre trinnene kunne forsette å pumpe. Dersom en pumpe har for mange pumpesteg i et trinn som stopper, så vil friksjonstapet i trinnet bli så stort (væske må strømme gjennom løpehjul som står i ro) at pumpen ikke klarer å få til en akseptabel volumstrøm (rate) selv om alle de andre trinnene er intakt, derfor vil der være en naturlig begrensning på hvor mange pumpesteg man kan ha i et trinn ut fra forholdene i brønnen. according to one aspect of the invention, the pump includes several stages in order for the device to have enough lifting capacity. The pump according to the invention overcomes the disadvantages associated with only one electric motor alone having to drive all the pump stages in that the invention is characterized by the fact that it uses a motor in each stage. The motors in each stage can also drive two or more pump stages in the stage via a common shaft. This shaft is not in contact with other shafts in the second stage. According to the invention, the pump is equipped with motors which are designed with a rotor in the center which is surrounded by a stator. Where the rotor in the motor is connected to the impeller(s) in the individual stages via a shaft. The motor is in the center of the stage, inside a pump housing, and the liquid flows inside the pump housing on the outside of the motors and/or through channels that are integrated into the motors. The pump consists of several stages to achieve sufficient lifting capacity. This is in contrast to known pumps that only have a motor that stands below the pump housing as a separate unit. According to a preferred embodiment, the pump according to the invention consists of up to approx. three pump stages in a stage must be able to achieve sufficient lift, but both more and fewer pump stages are possible. In addition, a pump can consist of stages with different numbers of pump stages. By designing the pump consisting of separate stages which in turn contain an adapted number of stages, the pump gets the clear advantage that if the motor in one stage stops, then all the other stages must be able to continue pumping. If a pump has too many pump stages in a stage that stops, then the friction loss in the stage will be so great (liquid must flow through impellers that are at rest) that the pump will not be able to achieve an acceptable volume flow (rate) even if all the other the stages are intact, therefore there will be a natural limitation on how many pump stages you can have in one stage based on the conditions in the well.

Motorene i pumpen (trinnene) er fortrinnsvis permanent magnet motor med en stasjonær del festet pumpehuset og en bevegelig del festet til løpehjul et/løpehjulene. I et utførelseseksempel har ytterveggen på den stasjonære delen av motoren en ytre utforming som en ledekanal, slik at trinnet består av ett løpehjul som sender væsken oppover i pumpen der den går inn i et ringrom mellom pumpehuset og den stasjonære delen av motoren som da er utformet som en ledekanal. I et utførelseseksempel er motoren utstyrt med intrigerte strømningskanaler for væsken. Alternativt kan motoren være en tradisjonell elektrisk motor med en stasjonær del og en roterende del, som også kan ha utførelseseksempler som beskrevet. Uansett motortype, så vil alle motorene ha væske som strømmer på utsiden av den stasjonære delen, men på innsiden av pumpehuset, og den roterende del av motor er festet til løpehjul for drift av dette. Alternativt kan motorene være hydrauliske motorer med en stasjonær del og en roterende del. Også her kan der være utførelseseksempler som beskrevet. The motors in the pump (stages) are preferably permanent magnet motors with a stationary part attached to the pump housing and a movable part attached to the impeller(s). In an exemplary embodiment, the outer wall of the stationary part of the motor has an external design as a guide channel, so that the stage consists of one impeller which sends the liquid upwards into the pump where it enters an annular space between the pump housing and the stationary part of the motor which is then designed as a lead channel. In one embodiment, the engine is equipped with intricate flow channels for the liquid. Alternatively, the motor can be a traditional electric motor with a stationary part and a rotating part, which can also have embodiments as described. Regardless of engine type, all engines will have liquid flowing on the outside of the stationary part, but on the inside of the pump housing, and the rotating part of the engine is attached to the impeller for its operation. Alternatively, the motors can be hydraulic motors with a stationary part and a rotating part. Here, too, there may be execution examples as described.

I tillegg kan pumpen bruke 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 (trinn) stanser. Hver motor kan, dersom forholdene i brønnen krever det, kjøres på et individuelt turtall slik at kavitasjon kan unngås. Siden motoren ikke lenger leveres som en lang enhet, men er delt opp i ulike trinn, så håndterer pumpen brønndeviasjon langt bedre enn eksisterende pumper. Service på pumpen blir enklere ettersom trinnene ikke er sammenkoblet med en felles aksling. In addition, the pump can use 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 (stages) stop. Each motor can, if the conditions in the well require it, run at an individual speed so that cavitation can be avoided. 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 becomes 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 løpehjulene 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 tegninger, hvor: The pump according to the invention must be described with reference to drawings, where:

Fig 1 viser prinsipp av flere trinn i en pumpe Fig 1 shows the principle of several stages in a pump

Fig 2 viser prinsipp av et trinn som er drevet av en rund motor Fig 2 shows the principle of a step which is driven by a round motor

Fig 3 viser snitt gjennom forankringen av en rund motor Fig 3 shows a section through the anchoring of a round motor

Fig 4 viser et utførelseseksempel hvor pumpen anvendes sammen med plugg/pakning Fig 4 shows a design example where the pump is used together with a plug/gasket

Fig 5 viser prinsipp av et trinn drevet av en korrugert/bølget motor Fig 5 shows the principle of a stage driven by a corrugated/corrugated motor

Fig 6 viser snitt av den korrugerte/bølgede motoren Fig 6 shows a section of the corrugated/corrugated motor

Fig 7 viser prinsipp av et trinn drevet av en motor med gjennomgående kanaler Fig 7 shows the principle of a step driven by a motor with continuous channels

Fig 8 viser snitt av motor med gjennomgående kanaler Fig 8 shows a section of a motor with continuous ducts

Fig 9 viser prinsipp av et trinn hvor ledekanal er en integrert del av motor Fig 9 shows the principle of a stage where the guide channel is an integral part of the motor

Fig 10 viser snitt av et trinn hvor ledekanal er en integrert del av motor Fig 10 shows a section of a stage where the guide channel is an integrated part of the motor

Fig 11 viser et trinn som inneholder flere steg Fig 11 shows a step that contains several steps

Som vist i Fig 1 kan pumpen bestå av flere trinn (1). I Fig 2 er det vist at et trinn (1) , som i konvensjonelle sentrifugalpumper, inneholder løpehjul (2) og stasjonær ledekanal (3). Til sammen utgjør løpehjul (2) og ledekanal (3) et pumpesteg (4). Antallet trinn (1) som pumpen består av varieres etter brønnens behov. Løpehjulet (2) er i dette utførelseseksempel drevet av en rund motor (5). Brønnvæsken, som kommer nedenfra, strømmer i det åpne volumet (6) mellom motor (5) og pumpehuset (7). Videre ledes brønnvæsken inn i løpehjulet (2) hvor den tilføres et rotordynamisk trykk som igjen omdannes til et tilnærmet 100 % statisk trykk når væsken overføres til ledekanalen (3). Fra ledekanalen (3) føres brønnvæsken videre til neste trinn (1) i pumpen. Løpehjulet (2) tilføres rotasjon og energi fra motoren (5) via en aksling (8). Aksial kreftene i pumpesteget (4) tas opp av et lager (9), som i dette utførelseseksempel er montert mellom løpehjul (2) og pumpehuset (7). Rotasjonskreftene i pumpesteget (4) tas opp av et lager (10) som er montert radielt mellom løpehjul (2) og ledekanal (3). Motoren (5) er i dette utførelseseksempelet opplagret på et kryss (11) som er montert inne i det innvendige pumpehuset (7). Dette krysset (11) er utstyrt med en kanal (12) som gir tilgang for en kabel som vil tilføre motoren (5) nødvendig energi for å drive den. Fig 3 viser et snitt av krysset (11), med dens kanal (12) for tilførsel av energi til pumpen. As shown in Fig 1, the pump can consist of several stages (1). In Fig 2 it is shown that a stage (1), as in conventional centrifugal pumps, contains an impeller (2) and a stationary guide channel (3). Together, the impeller (2) and guide channel (3) form a pump stage (4). The number of stages (1) that the pump consists of is varied according to the needs of the well. In this embodiment, the impeller (2) is driven by a round motor (5). The well fluid, which comes from below, flows in the open volume (6) between the motor (5) and the pump housing (7). Furthermore, the well fluid is led into the impeller (2) where it is supplied with a rotor dynamic pressure which in turn is converted into an approximately 100% static pressure when the fluid is transferred to the guide channel (3). From the guide channel (3), the well fluid is carried on to the next stage (1) in the pump. The impeller (2) is supplied with rotation and energy from the motor (5) via a shaft (8). The axial forces in the pump stage (4) are taken up by a bearing (9), which in this design example is mounted between the impeller (2) and the pump housing (7). The rotational forces in the pump stage (4) are taken up by a bearing (10) which is mounted radially between the impeller (2) and guide channel (3). In this design example, the motor (5) is supported on a cross (11) which is mounted inside the internal pump housing (7). This junction (11) is equipped with a channel (12) that provides access for a cable that will supply the motor (5) with the necessary energy to drive it. Fig 3 shows a section of the junction (11), with its channel (12) for supplying energy to the pump.

Ifølge et utførelseseksempel er pumpen ifølge oppfinnelsen installert i brønnen ved hjelp av en fjernstyrt plugg eller pakning, som vist i Figur 4. 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 pumpens innløpsside fra utløpssiden 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 innløpssiden og utløpssiden av pumpen. Ventil (23) kan være for eksempel en magnet ventil. Pumpen og den fjernstyret pluggen kan settes sammen til en enhet som kan 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 gasket, as shown in Figure 4. 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 pump's inlet side from the outlet 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 outlet side of the pump. Valve (23) can be, for example, a magnetic valve. The pump and the remote-controlled plug can be assembled into a unit that can be driven in and pulled out using a cable (24).

I Fig 5 er vist et utførelseseksempel der løpehjul (2) i pumpesteget (4) drives av en korrugert/bølgeformet motor (25). Også i dette utførelseseksempel ledes brønnvæsken i det åpne volumet (6) mellom motor (25) og pumpehus (7) før den går inn i løpehjulet (2) og videre inn i ledekanal (3). Fig 6 viser et snitt gjennom motor (25), det åpne volumet (6) der væsken strømmer og et kryss (11) for opplagning av motor (25). Fig 6 viser også motorens korrugering/bølgeform (26) som er med på å gi væsken et tilstrekkelig strømningsareal samtidig som motoren (25) for en større overflate til å lede bort motorens (25) egen produserte varme. Fig 5 shows an embodiment where the impeller (2) in the pump stage (4) is driven by a corrugated/wave-shaped motor (25). Also in this design example, the well fluid is led into the open volume (6) between the motor (25) and the pump housing (7) before it enters the impeller (2) and further into the guide channel (3). Fig 6 shows a section through the motor (25), the open volume (6) where the liquid flows and a cross (11) for storing the motor (25). Fig 6 also shows the motor's corrugation/wave form (26) which helps to give the liquid a sufficient flow area at the same time as the motor (25) for a larger surface to conduct away the motor's (25) own produced heat.

Fig 7 viser et utførelseseksempel der løpehjul (2) i pumpesteget (4) drives av en motor (27) som har gjennomgående hull (28) i selve motorhuset (29) som brønnvæsken strømmer gjennom. I dette utførelseseksempel et er det vist at pumpestegets (4) aksialkrefter tatt opp av et lager (30) som er montert på toppen av motoren (27). Denne metoden for å ta opp aksialkreftene kan også brukes på motor (5) i Fig 2, motor (25) i Fig 5 og motor (31) i Fig 9.1 Fig 8 ses et snitt av dette utførelseseksempel der de gjennomgående hullene (28) i motor og selve motorhuset Fig 7 shows a design example where the impeller (2) in the pump stage (4) is driven by a motor (27) which has through holes (28) in the motor housing (29) itself through which the well fluid flows. In this design example, it is shown that the axial forces of the pump stage (4) are taken up by a bearing (30) which is mounted on top of the motor (27). This method of recording the axial forces can also be used on motor (5) in Fig 2, motor (25) in Fig 5 and motor (31) in Fig 9.1 Fig 8 shows a section of this design example where the through holes (28) in engine and the engine housing itself

(29) vises. (29) is displayed.

Fig 9 viser et utførelseseksempel der trinnets motor (31), som driver løpehjulet (2), er utstyrt med utvendige ledekanaler (32). Motor (31) er montert på et kryss (11). Aksialkreftene i trinnet (1) tas opp av et lager (9) og rotasj onskreftene av et lager (10). Fig 10 viser et snitt gjennom motor (31) og ledekanal (32). Fig 11 viser et trinn (1) som inneholder tre pumpesteg (4). De tre pumpestegene (4) er drevet av en felles aksling (33) som igjen er drevet av en motor som i dette utførelseseksempelet er en korrugert/bølgeformet motor (25). Fig 9 shows a design example where the step motor (31), which drives the impeller (2), is equipped with external guide channels (32). Motor (31) is mounted on a cross (11). The axial forces in step (1) are taken up by a bearing (9) and the rotational forces by a bearing (10). Fig 10 shows a section through the motor (31) and guide channel (32). Fig 11 shows a stage (1) which contains three pump stages (4). The three pump stages (4) are driven by a common shaft (33) which in turn is driven by a motor which in this design example is a corrugated/wave-shaped motor (25).

Alternative utførelseseksempler Alternative embodiments

• Hvert trinn er drevet av en motor som står i senter av pumpehuset • Each stage is driven by a motor in the center of the pump housing

o Stator og rotor i hver motor er montert inne i et motorhus som er lukket (forseglet) slik at stator og rotor ikke kommer i kontakt med brønnvæskene. Det vil si at brønnvæskene ikke kan komme inn i motorhuset. o The stator and rotor in each motor are mounted inside a motor housing that is closed (sealed) so that the stator and rotor do not come into contact with the well fluids. This means that the well fluids cannot enter the motor housing.

o Motorhuset kan ha helt rund (sirkulær) form der væsken strømmer på o The motor housing can have a completely round (circular) shape where the liquid flows

utsiden av motorhuset the outside of the engine housing

o Motorhuset kan være en korrugert/bølgeformet der væsken strømmer o The motor housing can be a corrugated/wave-shaped where the liquid flows

på utsiden av motorhuset on the outside of the motor housing

o Motorhuset kan være utstyrt med gjennomgående hull der væsken o The motor housing can be equipped with through holes through which the liquid

strømmer flows

o Motoren kan monteres slik at akslingen kan drive løpehjul som er o The motor can be mounted so that the axle can drive impellers that are

montert på oversiden av/ovenfor motoren, mounted on the upper side of/above the engine,

montert på undersiden av /nedenfor motoren, mounted on the underside of / below the engine,

o Motoren kan leveres med en gjennomgående aksling slik at akslingen kan drive løpehjul som er montert både på oversiden/ovenfor og på undersiden av/nedenfor motoren. • I et utførelseseksempel så er ledekanal plassert radielt på utsiden av motorhuset. Det vil si at motorhus og ledekanal er en integrert del. • I et utførelseseksempel så består trinnet av et steg der motorhus og en ledekanal er integrert, mens de øvrige stegene består av et løpehjul og en o The motor can be supplied with a continuous shaft so that the shaft can drive impellers that are mounted both on the upper side/above and on the lower side of/below the motor. • In one design example, the guide channel is placed radially on the outside of the motor housing. This means that the engine housing and guide channel are an integrated part. • In an exemplary embodiment, the step consists of a step in which the motor housing and a guide channel are integrated, while the other steps consist of an impeller and a

ledekanal. guide channel.

• Løpehjulene i hvert pumpesteg i trinnet er drevet av en felles aksling som er festet til motorens rotor. • The impellers in each pump stage in the stage are driven by a common shaft which is attached to the motor's rotor.

• Motorene kan være permanent magnet motorer eller elektriske motorer • The motors can be permanent magnet motors or electric motors

• Alle lagrene kan være mekaniske, glidelager, passive eller aktive magnet lagre. Et trinn kan inneholde kombinasjoner av disse. • All the bearings can be mechanical, slide bearings, passive or active magnetic bearings. A step can contain combinations of these.

o Lagrene for aksialkreftene kan monteres i overgangen mellom pumpehus og løpehjul, ELLER på toppen av motoren o The bearings for the axial forces can be mounted in the transition between the pump housing and the impeller, OR on top of the motor

• Pumpen kan monteres sammen med en plugg • The pump can be mounted together with a plug

Claims

1. A pump adapted to be lowered into a well, including one or more longitudinally arranged steps (1), which include one or more pump stages (4), which pump stages (4) include an impeller (2) and a stationary guide channel (3), characterized in that each step further includes: a. a motor (5) with a shaft (8) that drives the impeller (2), which motor is arranged axially in the step in relation to the impeller, and where one or more passengers are arranged to guide the liquid on the outside of the engine to or from the guide channel (3).

2. A pump according to claim 1, where the passage for the liquid is arranged by the motor (5) being arranged in a pump housing (7) in the step which consists of a hollow space in the step which is in hydraulic connection with the guide channel (3), as that an annulus (6) is formed between the motor (5) and the walls of the pump housing, in which annulus the liquid flows past on the outside of the motor.

3. A pump according to claim 1, where the passages for the liquid consist of through holes (28) arranged in a motor housing (29) containing the motor (5), which holes are arranged radially on the outside of the motor.

4. A pump according to claim 2, where the motor (5) has a corrugated or wave-shaped cross-section.

5. A pump according to claim 2, 3 or 4 where the motor (5) is mounted in the pump housing on a body (11) with openings that allow the flow of liquid.

6. A pump according to one of the preceding claims, where each stage consists of several stages which are driven by a common shaft.

7. A pump according to one of the preceding claims, where the axial forces in the pump stage (4) are taken up by a bearing (9), and where the rotational forces in the pump stage (4) are taken up by a bearing (10).

8. A pump according to one of the preceding claims, where the motor is equipped with a through shaft that drives impellers which are mounted both on the upper side/above and on the lower side of/below the motor.

9. A pump according to one of the preceding claims where the motor is mounted in a motor housing and where the guide channel is an integral part of the motor housing.

10. A method for installing a pump in a well according to one of the preceding claims, characterized in that the pump is installed using a remote-controlled plug or gasket that is placed in a production pipe so that it separates the pump's inlet side from the outlet side, which plug or gasket includes a pipe (22) which leads the liquid through the plug and into the pump.