NO20121431A1

NO20121431A1 - Interconnecting unit which enables the placement of an electrically driven module device in a well

Info

Publication number: NO20121431A1
Application number: NO20121431A
Authority: NO
Inventors: Philip Head
Original assignee: Artificial Lift Co Ltd
Priority date: 2010-05-18
Filing date: 2012-11-28
Publication date: 2012-11-28
Also published as: WO2011146949A2; CA2799839A1; WO2011146949A3; AU2011255214A1; GB201220646D0; US20130062050A1; GB2494317A

Abstract

En elektrisk pumpesammenstilling blir tilveiebrakt i en brønn, der pumpen omfatter en elektrisk motormodul som har et første ytre hus og et første sammenkoblingsmiddel, en elektrisk pumpe har et pumpeinntak og et pumpeutslipp, 5 og et andre ytre hus og et andre sammenkoblingsmiddel. I ett aspekt er den elektriske motormodulen og den elektriske pumpen i stand til å bli reverserbart sammenkoblet ved det første og andre sammenkoblingsmidlet, ettersom den elektriske motormodulen inkluderer et første roterende element som er i stand til å rotere relativt det første ytre huset, og den elektriske pumpemodulen inkluderer et 10 andre roterende element som er i stand til å rotere relativt det andre ytre huset. På denne måten kan det første roterende elementet og det andre roterende elementet overføre dreiemoment når den elektriske motormodulen og den elektriske pumpen er sammenkoblet. I et annet aspekt er en strømningsvei tilveiebrakt i hver modul, der strømningsveiene kommuniserer fluid når modulene er sammenføyd.An electric pump assembly is provided in a well, the pump comprising an electric motor module having a first outer housing and a first interconnecting means, an electric pump having a pump inlet and pump discharge, and a second outer housing and a second interconnecting means. In one aspect, the electric motor module and electric pump are capable of being reversibly coupled at the first and second coupling means, since the electric motor module includes a first rotating member capable of rotating relative to the first outer housing, and the electric the pump module includes a second rotating element capable of rotating relative to the second outer housing. In this way, the first rotating element and the second rotating element can transmit torque when the electric motor module and the electric pump are connected. In another aspect, a flow path is provided in each module where the flow paths communicate fluid when the modules are joined.

Description

Oppfinnelsen område The invention area

Denne oppfinnelsen vedrører en fremgangsmåte for utplassering av et modulært, elektrisk, nedsenkbart, drevet fluid omformersystem, slik som en gasskompressor eller en elektrisk nedsenkbar pumpe, generelt kjent som en ESP, i en olje- og/eller gassproduksj onsbrønn. This invention relates to a method for deploying a modular, electric, submersible, driven fluid converter system, such as a gas compressor or an electric submersible pump, generally known as an ESP, in an oil and/or gas production well.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Anbringelsen av elektrisk nedsenkbare systemer i brønner har blitt gjort i mange år ved å benytte leddede, tubulære ledningsrør med en elektrisk motor, og en fluid omformer koblet til bunnen av den leddede rørledningen. Påfølgende ledd for tubulære ledningsrør blir sammenkoblet og senket ned i en brønn med assistanse av en riggmast og heiseutstyr, mens en kontinuerlig lengde med elektrisk overføringskabel kveiles ut og festes til den ytre diameter av rørledningen. Denne fremgangsmåten for utlegging av det elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemet er velkjent for de som er kjent med fagområdet for produksjon av ikke-eruptive kilder for olje og gass fra det underjordiske miljøet. Opphentingen av disse elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemene blir også ofte oppnådd ved å trekke den leddede rørledningen ut av brønnen samtidig med den elektriske nedsenkbare motoren og fluidomformersystemet og den elektriske overføringskabelen. De følgende referansene fra den kjente teknikken er antatt å være relevant for oppfinnelsen som er krevd i foreliggende søknad: US patent nr. 3,939,705, 4,105,279, 4,494,602, 4,589,717, 5,180,140, 5,746,582 og 5,871,051, internasjonal patentsøknad nr. W098122692 og Europeisk patent nr. 470576 og 745176. US patent nr. 3,835,929, 5,180,140 og 5,191,173 beskriver teknikken med å utplassere og trekke opp et elektrisk, nedsenkbart system i en oljebrønn ved å benytte kveilet eller kontinuerlig rørledning. Disse utplasseringsfremgangsmåtene for kveilet rørledning benytter ofte store kveilerørspolediametere på grunn av radiusen til krumningen som er mulig for den kontinuerlige rørledningen. Dermed er overflatespoleinnretningene som er nødvendig for disse systemene ved innsetting og opphenting av den kontinuerlige rørledningen tungvinte og krever spesielt overflateutstyr og underjordisk utstyr til utplassering og intervensjon. The placement of electrically submersible systems in wells has been done for many years by using articulated, tubular conduits with an electric motor, and a fluid transducer connected to the bottom of the articulated conduit. Successive sections of tubular conduit are connected and lowered into a well with the assistance of a rigging mast and hoisting equipment, while a continuous length of electrical transmission cable is coiled and attached to the outside diameter of the conduit. This method of laying out the electric submersible fluid converter system is well known to those skilled in the art of producing non-eruptive sources of oil and gas from the underground environment. The recovery of these electric submersible fluid converter systems is also often accomplished by pulling the jointed pipeline out of the well at the same time as the electric submersible motor and fluid converter system and the electrical transmission cable. The following references from the prior art are believed to be relevant to the invention claimed in the present application: US Patent No. 3,939,705, 4,105,279, 4,494,602, 4,589,717, 5,180,140, 5,746,582 and 5,871,051, International Patent Application No. W098122692 and European Patent No.76704 and 745176. US Patent Nos. 3,835,929, 5,180,140 and 5,191,173 describe the technique of deploying and pulling up an electrical submersible system in an oil well using coiled or continuous tubing. These coiled pipeline deployment methods often employ large coiled pipe coil diameters due to the radius of curvature possible for the continuous pipeline. Thus, the surface spooling facilities required for these systems when inserting and retrieving the continuous pipeline are cumbersome and require special surface equipment and underground equipment for deployment and intervention.

Annen kjent teknikk som er tilkjennegjort i litteraturen beskriver utplasseringen og opphentingen av det underjordiske, elektriske fluidomformersystemet med vaier eller vaiertau som strukturell støtte for samtidig utplassering av den elektriske kraftoverføringskabelen med systemet. Disse vaierfremgangsmåtene og apparatene involverer slik anvendelsen av stort og unikt overflateintervensjonsutstyr for å håndtere vekten og spolen som benyttes til den elektriske kraftkabelen og vaiertauet som skal kjøres i brønnen. US patent nr. 5,746,582 tilkjennegir opphentingen av en nedsenkbar pumpe mens en elektrisk motor og kabel blir igjen i brønnen. Fremgangsmåten i US 5,746,582 beskriver dermed opphentingen og utplasseringen av den mekaniske delen av et elektrisk, nedsenkbart fluidomformersystem mens den elektriske motoren og andre komponentdeler av det elektriske, nedsenkbare systemet utplassert i utplasseringen av den elektriske motoren separat fra den elektriske kraftoverføringskabelen blir igjen. I tilfellet med kunstig løftede brønner drevet med elektriske, nedsenkbare motorsystemer så er den nåværende teknikken å sette ut den nødvendige omformersammenstillingen, for eksempel en pumpe- eller kompressorsammenstilling, med en elektrisk motor og elektrisk kraftkabel samtidig inn i brønnen med et støttende element. Dette støttende elementet er leddet rørledning fra en overflaterigg, en kveilerørenhet med kontinuerlig rørledning eller flettet kabel. Rørledningen eller en flettet kabel er nødvendig fordi den elektriske kraftkabelen ikke er i stand til å bære sin egen vekt i brønnen og må dermed bli koblet og uplassert i brønnen med et strukturelt element som støtte. I tilfellet med leddet rør utplassert fra en rigg er kraftkabelen festet til den elektriske motoren på overflaten, og kabelen er festet til rørledningen ettersom den elektriske motoren, omformeren og rørledningen blir utplassert i brønnforingen eller rørledningen. Festingen av kabelen til røret blir utført ved å benytte stålbånd, støpetvinger og andre fremgangsmåter som er kjent for de som er kjent med olje- og gassnæringen. I andre fremgangsmåter blir kraftkabelen plassert inne i kontinuerlig rørledning eller festet til utsiden av kontinuerlig rørledning med bånd som beskrevet i US patent nr. 5,191,173. Denne kontinuerlige rørledningen blir ofte referert til i industrien som kveilerør. US patent nr. 3,835,929 beskriver anvendelsen av kontinuerlig rørledning med den elektriske kraftoverføringskabelen på innsiden av røret. I alle tilfeller der elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemer blir utplassert og hentet opp fra brønner så blir den elektriske motoren og den elektriske kraftoverføringskabelen utplassert og hentet opp samtidig. Other prior art disclosed in the literature describes the deployment and retrieval of the underground electrical fluid converter system with cables or wire ropes as structural support for simultaneous deployment of the electrical power transmission cable with the system. These wireline methods and apparatus thus involve the use of large and unique surface intervention equipment to handle the weight and spool used for the electrical power cable and wire rope to be run in the well. US Patent No. 5,746,582 discloses the retrieval of a submersible pump while an electric motor and cable remain in the well. The method in US 5,746,582 thus describes the retrieval and deployment of the mechanical part of an electric submersible fluid converter system while the electric motor and other component parts of the electric submersible system deployed in the deployment of the electric motor separately from the electric power transmission cable remain. In the case of artificially lifted wells driven by electric submersible motor systems, the current technique is to deploy the necessary transducer assembly, for example a pump or compressor assembly, with an electric motor and electric power cable simultaneously into the well with a supporting element. This supporting element is articulated pipeline from a surface rig, a coiled tubing assembly with continuous pipeline or braided cable. The pipeline or a braided cable is necessary because the electrical power cable is not able to support its own weight in the well and thus must be connected and unlocated in the well with a structural element as support. In the case of jointed pipe deployed from a rig, the power cable is attached to the electric motor on the surface and the cable is attached to the pipeline as the electric motor, converter and pipeline are deployed in the well casing or pipeline. The fixing of the cable to the pipe is carried out by using steel bands, casting clamps and other methods known to those familiar with the oil and gas industry. In other methods, the power cable is placed inside the continuous pipeline or attached to the outside of the continuous pipeline with tape as described in US Patent No. 5,191,173. This continuous pipeline is often referred to in the industry as coiled pipe. US Patent No. 3,835,929 describes the use of continuous pipeline with the electrical power transmission cable inside the pipe. In all cases where electric submersible fluid converter systems are deployed and retrieved from wells, the electric motor and the electric power transmission cable are deployed and retrieved at the same time.

Det er velkjent for de som er kjent med elektriske, nedsenkbare kraftkabler at opphentingen av kabelen fra brønnen kan føre til skade på den elektriske kraftoverføringskabelen på en mengde ulike måter. Skaden som påføres den elektriske kraftkabelen kan skyldes bøyebelastninger som påføres kabelen under utplasseringen og opphentingen. Den konvensjonelle isoleringen, innpakningen og beskyttelsen på den elektriske kraftkabelen kan utvikle belastningssprekker fra oppkveilingen av kabelen over blokkskiver og spoleinnretninger som benyttes for å utplassere kabelen. En annen feilmodus som er assosiert med nedsenkbar kraftoverføringskabler blir forårsaket av påvirkningsbelastninger på kabelen når den blir utplassert eller hentet opp i brønnene. Det er også velkjent at gasser som finnes i underjordiske miljøer har trengt inn i permeabiliteten til den elektriske overføringskabelens isolering, innpakning og beskyttelse. Denne gassen blir fanget i permeabiliteten til isoleringen ved et trykk som er tilsvarende trykket som eksisterer inne i brønnen. Når kabelen blir hentet opp fra brønnen blir den elektriske kraftoverføringskabelen utsatt for omkringliggende trykk. Dette vil danne en trykkforskjell mellom gas som er innkapslet i kabelisoleringen og de omkringliggende overflatetrykkbetingelsene. Omfanget av ekspansjon av inntrengt gass fra det høyere trykket inne i kabelisolasjonen som ekspanderer mot det lavere trykket i de omkringliggende omgivelsene kan noen ganger overskride kabelisolasjonens permeabilitet sin evne til å utligne trykkforskjellen. Resultatet er et hulrom, eller belastning på isolasjonen, og prematur svikt for kabelen. Nødvendigheten av å hente opp og utplassere den elektriske kraftoverføringskabelen med det elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemet fordrer også anvendelsen av spesialisert overflateintervensjonsutstyr. Dette kan kreve svært store rigger som er i stand til å trekke rørledning, elektrisk kraftoverføringskabel og elektrisk, nedsenkbare fluidomformere. I offshore-miljøet krever disse brønnintervensjonsfremgangsmåtene delvis nedsenkbare boreskip og plattformer. I tilfellet med leddet rørledning utplassert i et flertall av gjengede lengder, normalt 9-12 meter hver, så er trekkutstyret en bore- eller trekkrigg på overflaten. I tilfellet der den elektriske kraftoverføringskabelen og sammenstillingen er utplassert tilkoblet eller i kontinuerlig rørledning så er en spesialisert kveilerørrigg nødvendig på overflaten. Kveilerørenheten som består av et injektorhode, en hydraulisk kraftenhet og en spoleinnretning med stor diameter inneholdende det kontinuerlige kveilerøret er alle lokalisert på overflaten. Utsettings- og opphentingsfremgangsmåten krever mye plass på jordens overflate eller på sjøbunnen. Grunnene til å intervenere i en brønn for å hente opp eller utplassere et elektrisk, nedsenkbart omformersystem er velkjente for de som er kjent med fagområdet for fluidfjernende fluider fra brønner. De finnes minst to klassiske årsaker for intervensjon i brønner som er utstyrt med elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemer. Disse inkluderer behovet for å øke fluidproduksjon, eller behovet for å reparere det utplasserte elektriske, nedsenkbare systemet. Årsaken til krav om økt fluidproduksjon er avhengig av mange faktorer, inkludert men ikke begrenset til økonomiske reservoarhåndteringsteknikker som er diskutert i litteraturen. Årsakene til intervensjon for reparasjon eller for å erstatte de elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemene skyldes normal utstyrsslitasje og det påfølgende tapet av fluidproduksjonskapasitet, katastrofal utstyrssvikt og endringer i fluidproduksjonskapasiteten i det underjordiske fluidreservoaret. Svikten av utstyret kan være forårsaket av underjordisk elektrisk svikt i de elektriske motorvindingene, elektrisk motorisoleringsdegradering på grunn av varme eller mekanisk slitasje, ledende fluid som lekker inn i motoren, slitasje eller svikt i fluidomformerdelene, slitasje på lagre i elektrisk motor, aksel vibrasjoner, endringer i innstrømningskapasitet for reservoaret og andre fenomener som er kjente for de som er bevandret på fagområdet for fluidproduksjon fra brønner. Derfor er det ofte nødvendig å skifte ut komponenter i det elektriske, nedsenkbare fluidomformersystemet, men ikke nødvendigvis den elektriske kraftoverføringskabelen. På grunn av den kjente teknikken blir likevel kraftkabelen hentet opp når den elektriske motoren eller motorforseglinger svikter. It is well known to those familiar with electric submersible power cables that the recovery of the cable from the well can lead to damage to the electric power transmission cable in a number of different ways. The damage inflicted on the electrical power cable may be due to bending loads applied to the cable during deployment and retrieval. The conventional insulation, wrapping and protection of the electrical power cable can develop stress cracks from the coiling of the cable over block sheaves and reeling devices used to deploy the cable. Another failure mode associated with submersible power transmission cables is caused by impact loads on the cable as it is deployed or retrieved in the wells. It is also well known that gases present in underground environments have penetrated the permeability of the electrical transmission cable's insulation, wrapping and protection. This gas is trapped in the permeability of the insulation at a pressure corresponding to the pressure existing inside the well. When the cable is retrieved from the well, the electric power transmission cable is exposed to surrounding pressure. This will create a pressure difference between gas encased in the cable insulation and the surrounding surface pressure conditions. The extent of expansion of entrained gas from the higher pressure inside the cable insulation expanding towards the lower pressure in the surrounding environment can sometimes exceed the permeability of the cable insulation's ability to equalize the pressure difference. The result is a cavity, or strain on the insulation, and premature failure of the cable. The need to retrieve and deploy the electrical power transmission cable with the electrical submersible fluid converter system also requires the use of specialized surface intervention equipment. This can require very large rigs capable of pulling pipeline, electric power transmission cable and electric submersible fluid converters. In the offshore environment, these well intervention procedures require partially submersible drillships and platforms. In the case of articulated pipeline deployed in a plurality of threaded lengths, normally 9-12 meters each, then the pulling equipment is a drilling or pulling rig on the surface. In the case where the electrical power transmission cable and assembly is deployed connected or in continuous pipeline then a specialized coiled pipe rig is required on the surface. The coil tube assembly consisting of an injector head, a hydraulic power unit and a large diameter spool device containing the continuous coil tube are all located on the surface. The launch and retrieval procedure requires a lot of space on the earth's surface or on the seabed. The reasons for intervening in a well to retrieve or deploy an electric submersible converter system are well known to those familiar with the art of fluid removal fluids from wells. There are at least two classic reasons for intervention in wells equipped with electric submersible fluid converter systems. These include the need to increase fluid production, or the need to repair the deployed electrical submersible system. The reason for increased fluid production requirements is dependent on many factors, including but not limited to economic reservoir management techniques discussed in the literature. The reasons for intervention to repair or replace the electric submersible fluid converter systems are due to normal equipment wear and the consequent loss of fluid production capacity, catastrophic equipment failure and changes in the fluid production capacity of the underground fluid reservoir. The failure of the equipment can be caused by underground electrical failure in the electric motor windings, electrical motor insulation degradation due to heat or mechanical wear, conductive fluid leaking into the motor, wear or failure of the fluid converter parts, wear of electric motor bearings, shaft vibration, changes in inflow capacity for the reservoir and other phenomena known to those versed in the field of fluid production from wells. Therefore, it is often necessary to replace components of the electrical submersible fluid converter system, but not necessarily the electrical power transmission cable. Due to the known technique, the power cable is nevertheless retrieved when the electric motor or motor seals fail.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Ifølge foreliggende oppfinnelse blir det tilveiebrakt en elektrisk pumpesammenstilling som definert i kravene. According to the present invention, an electric pump assembly is provided as defined in the requirements.

I et første aspekt tilveiebringer en utførelsesform en elektrisk pumpesammenstilling i en brønn, som omfatter en elektrisk motormodul som har et første ytre hus og et første sammenkoblingsmiddel, en elektrisk pumpemodul som har et pumpeinntak og et pumpeutslipp, et andre ytre hus og et andre sammenkoblingsmiddel, der den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen er i stand til å bli reversibelt sammenføyd med det første og andre sammenkoblingsmiddelet, der den elektriske motormodulen inkluderer et første roterende element som er i stand til å rotere relativt det første ytre huset, og der den elektriske pumpemodulen inkluderer et andre roterende element som er i stand til å rotere relativt det andre ytre huset, slik at det første roterende elementet og det andre roterende elementet kan overføre dreiemoment når den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen blir sammenkoblet. In a first aspect, an embodiment provides an electric pump assembly in a well, comprising an electric motor module having a first outer housing and a first coupling means, an electric pump module having a pump inlet and a pump discharge, a second outer housing and a second coupling means, wherein the electric motor module and the electric pump module are capable of being reversibly joined by the first and second coupling means, wherein the electric motor module includes a first rotary member capable of rotating relative to the first outer housing, and wherein the electric pump module includes a second rotating member capable of rotating relative to the second outer housing so that the first rotating member and the second rotating member can transmit torque when the electric motor module and the electric pump module are coupled.

I et andre aspekt tilveiebringer en utførelsesform en elektrisk pumpesammenstilling i en brønn, som omfatter en elektrisk motormodul som har et første ytre hus og et første sammenkoblingsmiddel, en elektrisk pumpemodul som har et pumpeinntak og et pumpeutslipp, et andre ytre hus og et andre sammenkoblingsmiddel, der den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen er i stand til å bli reversibelt sammenføyd med det første og andre sammenkoblingsmiddelet, der den elektriske motormodulen inkluderer en første strømningsvei på innsiden av det første ytre huset, der den elektriske motormodulen inkluderer en andre strømningsvei på innsiden av det andre ytre huset, slik at den første og andre strømningsvei en blir brakt i fluid kommunikasjon når den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen blir sammenkoblet. In another aspect, an embodiment provides an electric pump assembly in a well, comprising an electric motor module having a first outer housing and a first coupling means, an electric pump module having a pump inlet and a pump discharge, a second outer housing and a second coupling means, wherein the electric motor module and the electric pump module are capable of being reversibly joined by the first and second coupling means, wherein the electric motor module includes a first flow path inside the first outer housing, wherein the electric motor module includes a second flow path inside the the second outer housing, so that the first and second flow paths are brought into fluid communication when the electric motor module and the electric pump module are connected.

Fortrinnsvis inkluderer den elektriske motormodulen et første roterende element som er i stand til å rotere relativt det første ytre huset, og den elektriske pumpemodulen inkluderer et andre roterende element som er i stand til å rotere relativt det andre ytre huset, slik at det første roterende elementet og det andre roterende elementet kan overføre dreiemoment når den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen er sammenkoblet. Preferably, the electric motor module includes a first rotating element capable of rotating relative to the first outer housing, and the electric pump module includes a second rotating element capable of rotating relative to the second outer housing, such that the first rotating element and the second rotating member can transmit torque when the electric motor module and the electric pump module are connected.

Kort beskrivelse av tegningene Brief description of the drawings

Ulike illustrerende utførelsesformer av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, kun for eksempelets del og uten begrensning for omfanget av kravene, og med referanse til de følgende figurene, der: Figur 1-3 viser en sidefremstilling av produksjonsrørledningen, og av ESP-modulene, før og etter installasjon, Various illustrative embodiments of the invention will now be described, only for the part of the example and without limitation for the scope of the claims, and with reference to the following figures, where: Figures 1-3 show a side view of the production pipeline, and of the ESP modules, before and after installation,

Figur 4 viser en sidefremstilling av en modulsammenkoblingsenhet, koblet, Figure 4 shows a side elevation of a module interconnection unit, connected,

Figur 5 viser en sidefremstilling av en modulsammenkoblingsenhet, ikke-koblet, Figure 5 shows a side elevation of a module interconnection unit, unconnected,

Figur 6 viser en tverrsnittfremstilling av den elektriske kabelen, Figure 6 shows a cross-sectional representation of the electrical cable,

Figur 7 viser en tverrsnittfremstilling av én av lederne inne i kabelen, Figure 7 shows a cross-sectional representation of one of the conductors inside the cable,

Figur 8 og 9 viser en sidefremstilling av en annen utførelsesform av motoren og et ekspansjonsrør, og en sidefremstilling av denne utførelsesformen i operasjon i produksj on srørl edni ngen, Figures 8 and 9 show a side view of another embodiment of the engine and an expansion pipe, and a side view of this embodiment in operation in the production pipeline,

Figur 10 -14 viser ytterligere utførelsesformer der: Figures 10 -14 show further embodiments where:

Figur 10 viser en sidefremstilling av produksjonsrørledningen, den elektriske kraftkabelen, sidelomme elektrisk kobling er installert permanent i en olje- eller gassbrønn, Figure 10 shows a side view of the production pipeline, the electrical power cable, side pocket electrical connector is installed permanently in an oil or gas well,

Figur 11 viser en sidefremstilling for ESP-modulene, Figure 11 shows a side view of the ESP modules,

Figur 12 viser en sidefremstilling av produksjonsrørledningen, den elektriske kraftkabelen, sidelomme elektrisk kobling er installert permanent i en olje- eller gassbrønn, der ESP-modulene foreligger i sine endelige, installerte posisjoner, Figur 13 viser en sidefremstilling av en modulsammenkoblingsenhet, koblet, og Figur 14 viser en sidefremstilling av en modulsammenkoblingsenhet, ikke-koblet. Figure 12 shows a side elevation of the production pipeline, the electrical power cable, side pocket electrical coupling is installed permanently in an oil or gas well, where the ESP modules are in their final, installed positions, Figure 13 shows a side elevation of a module interconnection unit, connected, and Figure 14 shows a side elevation of a module interconnection unit, unconnected.

Detaljert beskrivelse av utførelsesformene på figurene 1-9 Detailed description of the embodiments in figures 1-9

Med referanse til figurene 1 til 3 er det vist en brønnkomplettering med foring 1 sementert inn i brønnhullet. En pakker 2 med elastomerforseglinger 9 er satt inne i foringen som inkluderer en polert hullbeholder (PBR) 3. Produksjonsrørledningen 4 stikker inn i PBR'en med en stinger 5 og forsegling 6. With reference to Figures 1 to 3, a well completion is shown with liner 1 cemented into the wellbore. A packer 2 with elastomeric seals 9 is set inside the liner which includes a polished hole reservoir (PBR) 3. The production pipeline 4 enters the PBR with a stinger 5 and seal 6.

Et "no-go"-landingstrekk 8 er inkludert for å tilveiebringe et referansestoppunkt når pumpemodulen 50 installeres. A "no-go" landing gear 8 is included to provide a reference stop point when the pump module 50 is installed.

Pumpemodul 50 består av en stinger og pumpeinntak 64, en pumpe 66 og et pumpeuttak 67 og en sammenkoblingsenhet 68. Pump module 50 consists of a stinger and pump inlet 64, a pump 66 and a pump outlet 67 and a connection unit 68.

Motormodul 51 består av en sammenkoblingsenhet 69, en motorforsegling 70, en motor 67, og en sensorpakke 61 og umbilikal-grenseflate 71. Motor module 51 consists of an interconnection unit 69, a motor seal 70, a motor 67, and a sensor package 61 and umbilical interface 71.

For å utplassere pumpen 50 og motoren 51 blir pumpen 50 først senket ned i brønnen på en vaier, der vaieren ender i et setteverktøy som er koblet til sammenkoblingsenheten 68. Pumpen kommer på plass når stingeren 64 når landingstrekket 8, der stingeren danner en forsegling mot den polerte hullbeholderen på innsiden av stingeren 5. Når overflateoperatøren blir klar over at pumpen har nådd dette punktet (for eksempel ved å overvåke vekten på vaieren eller lengden med vaier som er benyttet) så blir setteverktøyet frigjort og vaieren trukket opp. To deploy the pump 50 and the motor 51, the pump 50 is first lowered into the well on a wire, where the wire ends in a setting tool that is connected to the interconnection unit 68. The pump comes into place when the stinger 64 reaches the landing line 8, where the stinger forms a seal against the polished hole container on the inside of the stinger 5. When the surface operator becomes aware that the pump has reached this point (for example by monitoring the weight of the wire or the length of wire used) the setting tool is released and the wire is pulled up.

Motormodulpakken 51 kan da bli utplassert, der motoren 51 blir hengt i en umbilikal-kabel 71. Når motormodulen når pumpemodulen griper motormodulens sammenkoblingsenhet 69 inn i pumpemodulens sammenkoblingsenhet 68. The motor module package 51 can then be deployed, where the motor 51 is suspended in an umbilical cable 71. When the motor module reaches the pump module, the motor module's coupling unit 69 engages the pump module's coupling unit 68.

I tillegg til å holde motoren under utplassering så forsyner umbilikal en 71 motoren med elektrisk kraft. Med en gang den er installert med pumpemodulen kan motoren bli drevet fra overflaten, der motoren aktiverer pumpen slik at brønnfluid fra under pumpeinntaket 64 blir trukket opp gjennom pumpen 66 og går ut gjennom pumpeuttaket 67 og opp gjennom produksjonsrørledningen 9 til overflaten. In addition to holding the engine during deployment, an umbilical 71 supplies the engine with electrical power. Once it is installed with the pump module, the motor can be driven from the surface, where the motor activates the pump so that well fluid from under the pump inlet 64 is drawn up through the pump 66 and exits through the pump outlet 67 and up through the production pipeline 9 to the surface.

Med referanse til figurene 4 og 5 blir sammenkoblingsenheten vist i større detalj, der det nedre huselementet 100 har et internt hull 101, med en forseglende overflate 102 og interne «spleens» 103. På den øvre halvdelen av sammenkoblingsenheten har det ytre huset 104 en redusert diameter 105, og spor 106 på si nederste ende som muliggjør at den kan passere forseglingsdiameteren 102 og gripe sporene 103 i det nedre sammenkoblingsenhetselementet 100. Forseglingen 107 griper hullet 102 og forsegler ID fra OD. With reference to figures 4 and 5, the interconnection unit is shown in greater detail, where the lower housing member 100 has an internal hole 101, with a sealing surface 102 and internal "spleens" 103. On the upper half of the interconnection unit, the outer housing 104 has a reduced diameter 105, and groove 106 on its lower end which enables it to pass the seal diameter 102 and engage the grooves 103 in the lower mating unit element 100. The seal 107 engages the hole 102 and seals the ID from the OD.

På den nedre sammenkoblingsenheten er det en aksel 110 montert i lagre 111 og 112 som overfører dreiemoment. Dens øvre ende er spiss 113 for å muliggjøre inngrep, og sporet 114 for å overføre dreiemoment fra akselen 120 på den øvre sammenkoblingsenheten. De interne sporene 121 på den øvre akselen griper taggene 114 på den nedre akselen. Den øvre akselen er også montert i lagre 111 og 112. On the lower coupling unit there is a shaft 110 mounted in bearings 111 and 112 which transmit torque. Its upper end is tip 113 to enable engagement, and slot 114 to transmit torque from shaft 120 on the upper coupling assembly. The internal grooves 121 on the upper shaft engage the teeth 114 on the lower shaft. The upper shaft is also mounted in bearings 111 and 112.

Intern strømningsvei som består av borede hull 130 og 131 gjør det mulig for fluid å passere fra den nedre siden av sammenkoblingsenheten til den øvre siden av sammenkoblingsenheten når den er i inngrep. Dette gjør det mulig for det som kommer ut av den nedre pumpen å gå inn i pumpeinntaket til den øvre pumpen. Dersom to pumpemoduler er nødvendig og utplassert separat. Strømningsveien er ikke nødvendig dersom motormodulen er tilkoblet pumpemodulen. Internal flow path consisting of drilled holes 130 and 131 allows fluid to pass from the lower side of the mating assembly to the upper side of the mating assembly when engaged. This allows what comes out of the lower pump to enter the pump inlet of the upper pump. If two pump modules are required and deployed separately. The flow path is not necessary if the motor module is connected to the pump module.

Med referanse til figur 6 inkluderer umbilikalen 160 tre ledere 161 anbrakt (spiraltvinnet) i en triangulær utforming, holdt sammen i et isolerende fyllmateriale 162 (som for eksempel kan være ekstrudert rundt de ledende kablene). De ledende kablene og fyllmiddelet blir deretter omgitt med en komposittfiber 164 slik som kevlar (R). Vekten til kabelen blir båret av lederne 161 selv. Fyllmiddelet 162 og komposittfiberen 164 tilveiebringer ikke i seg selv noen vesentlige belastningsbærende egenskaper. Komposittfiberen 164 beskytter likevel kabellegemet fra skade fra friksjon eller trykk fra andre komponenter når den blir utplassert ned i brønnen. Det spiraltvinnede kabelarrangementet fører likevel til et dreiemoment i kabelen. Komposittfiberen 164 kan bli tvinnet for å tilveiebringe en dreiemomentreaksjon på dette. Referring to Figure 6, the umbilical 160 includes three conductors 161 arranged (spiral wound) in a triangular configuration, held together in an insulating filler material 162 (which may, for example, be extruded around the conductive cables). The conductive cables and filler are then surrounded with a composite fiber 164 such as Kevlar (R). The weight of the cable is borne by the conductors 161 themselves. The filler 162 and the composite fiber 164 do not in themselves provide any significant load-bearing properties. The composite fiber 164 nevertheless protects the cable body from damage from friction or pressure from other components when it is deployed down the well. The spirally twisted cable arrangement nevertheless leads to a torque in the cable. The composite fiber 164 may be twisted to provide a torque reaction thereto.

Med referanse til figur 7 så omfatter én enkelt leder i dette arrangementet en sentral stålkjerne 168 -bekledning i et kobberlag 167, som er belagt med en primær isolator 166 (for eksempel kapton-tape (R)) som har en dielektrisk koeffisient, og en sekundær isolator 165 som kan tilveiebringe mekanisk beskyttelse, og et ytterligere lag metal, slik som et lag rustfritt stål 169 rundt den sekundære isolatoren 165. Dette laget er sømsveiset og sitter tett rundt isoleringen 165. Det ytterligere laget med rustfritt stål 169 behøver ikke alltid å være nødvendig, men kan bli benyttet for å tilveiebringe en andre ledende vei i lederen 161, for telemetri eller separat kraft for sensorsystemer, eller et avskjermende lag for å redusere den elektriske støyen fra kraftkabelen. Hvert ledende element kan også være flertrådet eller videre omfattet av et flertall av stålledere som hver er bekledt med et kobberlag. Referring to Figure 7, a single conductor in this arrangement comprises a central steel core 168 clad in a copper layer 167, which is coated with a primary insulator 166 (for example Kapton tape (R)) having a dielectric coefficient, and a secondary insulator 165 which can provide mechanical protection, and an additional layer of metal, such as a layer of stainless steel 169 around the secondary insulator 165. This layer is seam welded and fits tightly around the insulation 165. The additional layer of stainless steel 169 does not always have to may be necessary, but may be used to provide a second conductive path in the conductor 161, for telemetry or separate power for sensor systems, or a shielding layer to reduce electrical noise from the power cable. Each conducting element can also be multi-stranded or further comprised of a plurality of steel conductors, each of which is coated with a copper layer.

Ved å plassere ut pumpemodulen og motormodulen separat blir vekten av hver modul minimalisert. Videre er pumpen og motoren begge designet for å være lette i vekt, typisk omtrent 250-500 kg for motoren og 1000 kg for pumpen. En permanent magnetdesign for motoren er spesielt hensiktsmessig for dette formålet. Ved å minimalisere vekten på pumpemodulen kan umbilikalen bli laget tynn nok, og derfor fleksibel nok til å passere over trinsehjul heller enn å måtte bli innsatt i brønnen ved å benytte noe i likhet av en CT-injektor. By placing the pump module and motor module separately, the weight of each module is minimized. Furthermore, the pump and motor are both designed to be light in weight, typically approximately 250-500 kg for the motor and 1000 kg for the pump. A permanent magnet design for the motor is particularly suitable for this purpose. By minimizing the weight of the pump module, the umbilical can be made thin enough, and therefore flexible enough, to pass over pulley wheels rather than having to be inserted into the well using something like a CT injector.

Et modul arrangement som også har en separat pumpe og motor har også fordeler i tilfellet med motorsvikt, og mange pumpe- og motorsvikter skyldes elektriske feil i motoren. I det foreliggende systemet er den separate fjerningen og erstatningen av motoren mer hensiktsmessig enn den fullstendige fjerningen av én enkelt kombinert ESP-enhet. A modular arrangement that also has a separate pump and motor also has advantages in the case of motor failure, and many pump and motor failures are due to electrical faults in the motor. In the present system, the separate removal and replacement of the engine is more appropriate than the complete removal of a single combined ESP unit.

Med referanse til figurene 8 og 9 så kan produksjonsrørledningen 4 bli ekspandert i regionen 4a der motoren 67 vil være plassert, for å tillate mer plass til det pumpede fluidet å strømme forbi motoren etter å ha kommet ut av pumpeutslippet. En rulleekspanderings 80 -sammenstilling er festet til bunnen av motorforseglingen 70, slik at det er en torsjonskobling mellom motoren 67 og rulleekspansjonssammenstillingen 80. Rulleekspansjonssammenstillingen 80 inkluderer ruller 82 som kan bli drevet slik at de beveger seg radialt utover. Motoren 67 og rulleekspansjonssammenstillingen 80 blir utplassert ned i produksjonsrørledningen 4. Når rulleekspansjonssammenstillingen når regionen der motoren skal bli plassert blir rullene 82 drevet slik at de beveger seg radialt utover, noe som gjør at den indre diameteren på produksjonsrørledningen ekspanderer, og typisk øker radiusen med 0,25 tommer (0,63 cm). Motoren 67 snur deretter rulleekspansjonssammenstillingen 80 slik at hele radiusen i produksjonsrørledningen 4 blir ekspandert jevnt. Motoren og rulleekspansjonssammenstillingen 80 blir satt til sitt laveste punkt og trukket opp gjennom brønnen under sin ekspansjonsprosess. Dette vil bli gjentatt flere ganger for å oppnå den nødvendige rørledningsekspansjonen. Koblingen mellom motoren 67 snur deretter rulleekspansjonssammenstillingen 80 kan være tilsvarende den mellom motoren og pumpen vist på figur 4 og 5. With reference to Figures 8 and 9, the production pipeline 4 may be expanded in the region 4a where the motor 67 will be located, to allow more space for the pumped fluid to flow past the motor after exiting the pump discharge. A roller expansion assembly 80 is attached to the bottom of the motor seal 70 so that there is a torsional connection between the motor 67 and the roller expansion assembly 80. The roller expansion assembly 80 includes rollers 82 which can be driven to move radially outward. The motor 67 and roller expansion assembly 80 are deployed down the production pipeline 4. When the roller expansion assembly reaches the region where the motor is to be located, the rollers 82 are driven to move radially outward, causing the inner diameter of the production pipeline to expand, typically increasing the radius by 0 .25 inches (0.63 cm). The motor 67 then rotates the roller expansion assembly 80 so that the entire radius of the production pipeline 4 is expanded uniformly. The motor and roller expansion assembly 80 is set to its lowest point and pulled up through the well during its expansion process. This will be repeated several times to achieve the required pipeline expansion. The connection between the motor 67 then turns the roller expansion assembly 80 may be similar to that between the motor and the pump shown in Figures 4 and 5.

Etter at en passende region 4a i produksjonsrørledningen 4 har blitt ekspandert blir rullene 82 trukket inn i rulleekspansjonssammenstillingen 80, og deretter blir motoren 67 og rulleekspansjonssammenstillingen 80 hevet opp gjennom produksjonsrørledningen på umbilikal 71. Pumpemodulen 50 og motormodulen 67 kan bli senket i separate operasjoner som tidligere beskrevet. Denne spesifikke fremgangsmåten for installasjon av en ESP er ideell for gamle produksjonsbrønner der den siste gjenværende oljen som er på plass kan bli ekstrahert. For å unngå kostnaden med en rigg for å fjerne produksjonsrørledningen 9 og kjøre en ekspandert seksjon 4a så vil in situ-ekspansjonsfremgangsmåten T unngå behovet for riggen. After a suitable region 4a of the production pipeline 4 has been expanded, the rollers 82 are drawn into the roller expansion assembly 80, and then the motor 67 and the roller expansion assembly 80 are raised through the production pipeline on the umbilical 71. The pump module 50 and the motor module 67 can be lowered in separate operations as before described. This specific procedure for installing an ESP is ideal for old production wells where the last remaining oil in place can be extracted. To avoid the cost of a rig to remove the production pipeline 9 and run an expanded section 4a, the in situ expansion process T will avoid the need for the rig.

Detaljert beskrivelse av utførelsesformene i figurene 10-14 Detailed description of the embodiments in figures 10-14

Med referanse til figurene 10 til 12 er det vist en brønnkomplettering med foring 1 sementert inn i borehullet. En pakker 2 blir satt i foringen som inkluderer en polert hullbeholder (PBR) 3. Produksjonsrørledningen 4 stikker inn i PBR'en med en stinger 5 og forsegling 6. Produksjonsrørledningen inkluderer andre trekk som gjør det mulig å installere og operere den elektriske kraftinnretningen, og disse vil nå bli beskrevet. With reference to Figures 10 to 12, a well completion is shown with liner 1 cemented into the borehole. A packer 2 is inserted into the liner which includes a polished hole reservoir (PBR) 3. The production pipeline 4 penetrates the PBR with a stinger 5 and seal 6. The production pipeline includes other features that enable the installation and operation of the electrical power device, and these will now be described.

Et «no-go» landingstrekk 7 er inkludert for å tilveiebringe et referansestoppunkt når den første modulen 50 installeres. En lokaliserende B-profil 8 er inkludert for å tilveiebringe en over-trekk («over pull») for modul 50, som gjør det mulig for den elektriske plugg-armen 61 å utplassere og gripe sin matchende halvdel 62 som er monter i en ringformet lomme 63. Den permanent installerte våt-koblingen 62 blir forsynt med elektrisk kraft via en kraft kabel 9 som går gjennom den ringformede lommen via et «bulk head» 10. A "no-go" landing gear 7 is included to provide a reference stop point when the first module 50 is installed. A locating B profile 8 is included to provide an over pull for module 50, which enables the electrical plug arm 61 to deploy and engage its mating half 62 which is mounted in an annular pocket 63. The permanently installed wet coupling 62 is supplied with electrical power via a power cable 9 which passes through the annular pocket via a "bulk head" 10.

Modul 50 består av en sensorpakke 64 som måler alle motor- og brønnhullparametre, orienteringen og plugg-arm-sammenstillingen 65, og motor- og forseglingssammenstilling 66, og den nedre halvdelen av en sammenkoblingsenhet 67 beskrevet i større detalj i figurene 13 og 14. Module 50 consists of a sensor package 64 that measures all engine and wellbore parameters, the orientation and plug-arm assembly 65, and engine and seal assembly 66, and the lower half of an interconnect assembly 67 described in greater detail in Figures 13 and 14.

Den neste modulen som skal installeres består av den øvre halvdelen av sammenkoblingsenheten 68, et pumpeinntak 69 og en pumpe 70, på den øvre enden av denne modulen er en ytterligere sammenkoblingsenhet 67. The next module to be installed consists of the upper half of the coupling unit 68, a pump inlet 69 and a pump 70, on the upper end of this module is a further coupling unit 67.

Den neste modulen som skal installeres består av en øvre sammenkoblingsenhet 68, en pumpe og en øvre nedstengingssammenstilling og forsegling 71. Dette holder alle modulene sammenpresset og låst sammen, mens forseglingen separerer pumpeinntaket fra pumpeutslippet. The next module to be installed consists of an upper interconnect assembly 68, a pump and an upper shut-off assembly and seal 71. This keeps all the modules compressed and locked together, while the seal separates the pump inlet from the pump discharge.

Med referanse til figurene 13 og 14 vises det der sammenkoblingsenheten i større detalj, det lavere huselementet 100 har et internt hull 101 med en forseglende overflate 102 og interne spor 103. På den øvre halvdelen av With reference to Figures 13 and 14, where the interconnecting assembly is shown in greater detail, the lower housing member 100 has an internal hole 101 with a sealing surface 102 and internal grooves 103. On the upper half of

sammenkoblingsenheten har det ytre huset 104 en redusert diameter 105, og spor 106 på sin nederst ende og som gjør den i stand til å passere forseglingsdiameteren 102 og gripe sporene 103 på det nedre sammenkoblingsenhetelementet 100. Forseglingen 107 griper i hullet 102 og forsegler ID fra OD. the mating assembly has the outer housing 104 a reduced diameter 105, and groove 106 at its lower end which enables it to pass the seal diameter 102 and engage the grooves 103 on the lower mating assembly member 100. The seal 107 engages the hole 102 and seals the ID from the OD .

På den nedre sammenkoblingsenheten er en aksel 110 som er montert i lagre 111 og 112 som overfører dreiemoment og drivkraft. Dens øvre ende er spiss 113 for å muliggjøre inngrep, og sporet 114 for å overføre dreiemoment til akselen 120 i den øvre sammenkoblingsenheten. De interne sporene 121 på den øvre akselen griper tagger 114 på den nedre akselen. Den øvre akselen er også montert i lagre 111 og 112. On the lower coupling unit is a shaft 110 which is mounted in bearings 111 and 112 which transmit torque and driving force. Its upper end is pointed 113 to enable engagement, and grooved 114 to transmit torque to shaft 120 in the upper coupling assembly. The internal grooves 121 on the upper shaft engage pins 114 on the lower shaft. The upper shaft is also mounted in bearings 111 and 112.

Intern strømningsvei bestående av borede hull 130 og 131 gjør det mulig for fluid å passere fra den nedre siden av sammenkoblingsenheten til den øvre siden av sammenkoblingsenheten når den er tilkoblet. Dette gjør at utslipp fra den nedre pumpen kan gå inn gjennom pumpeinntaket på den øvre pumpen. Internal flow path consisting of drilled holes 130 and 131 allows fluid to pass from the lower side of the coupling assembly to the upper side of the coupling assembly when connected. This allows emissions from the lower pump to enter through the pump intake on the upper pump.

Oppsummert blir en elektrisk pumpesammenstilling tilveiebrakt i en brønn, der pumpen omfatter en elektrisk motormodul som har et første ytre hus og første sammenkoblingsmidler, en elektrisk pumpemodul som har et pumpeinntak og et pumpeuttak, og et andre ytre hus og et andre sammenkoblingsmiddel. I ett aspekt er den elektriske motormodulen og den elektriske pumpen i stand til å bli reversibelt sammenkoblet ved det første og andre sammenkoblingsmiddelet, fordi den elektriske motormodulen inkluderer et første roterende element som er i stand til å rotere relativt til det første ytre huset, og den elektriske pumpemodulen inkluderer et andre roterende element som er i stand til å rotere relativt til det andre ytre huset. På denne måten kan det første roterende elementet og det andre roterende elementet overføre dreiemoment når den elektriske motormodulen og den elektriske pumpemodulen er sammenkoblet. I et annet aspekt blir en strømningsvei tilveiebrakt i hver modul, der strømningsveiene er i fluid kommunikasjon når modulene er sammenkoblet. In summary, an electric pump assembly is provided in a well, where the pump comprises an electric motor module having a first outer housing and first connecting means, an electric pump module having a pump inlet and a pump outlet, and a second outer housing and a second connecting means. In one aspect, the electric motor module and the electric pump are capable of being reversibly coupled at the first and second coupling means, because the electric motor module includes a first rotary member capable of rotating relative to the first outer housing, and the the electric pump module includes a second rotating element capable of rotating relative to the second outer housing. In this way, the first rotating element and the second rotating element can transmit torque when the electric motor module and the electric pump module are connected. In another aspect, a flow path is provided in each module, the flow paths being in fluid communication when the modules are interconnected.

Claims

1. Electric pump assembly in a well, comprising an electric motor module having a first outer housing and a first connecting means an electric pump module having a pump inlet and a pump outlet, a second outer housing and a second connecting means wherein the electric motor module and the electric pump module are capable of being reversibly coupled at the first and second coupling means, the electric motor module includes a first rotating element capable of rotating relative to the first outer housing, and the electric pump module includes a second rotating element capable of rotating relative to the second outer housing, such that the first rotating element and the second rotating member can transmit torque when the electric motor module and the electric pump module are connected.

2. Assembly according to claim 1, where the electric motor module is deployed on an electric cable.

3. Assembly according to any of the preceding claims, wherein the conducting element or elements of the electric cable carry both the weight of itself and the weight of the electric motor module.

4. Assembly according to either claim 2 or 3, where the first rotating element and the second rotating element are interconnected by means of interlocking grooves.

5. Assembly according to any of the preceding claims, where two or more pump modules and/or two or more electrical modules are provided.

6. An assembly according to any one of the preceding claims, wherein a pipe expansion means is also included which can be releasably attached to and driven by the motor module.

7. Electric motor module according to any one of the preceding claims.

8. Pump module according to any one of claims 1 to 5.

9. Pipe expansion module according to claim 5.

10. Electric pump assembly in a well, comprising an electric motor module having a first outer housing and a first connecting means an electric pump module having a pump inlet and a pump outlet, a second outer housing and a second connecting means wherein the electric motor module and the electric pump module are capable of being reversibly coupled at the first and second coupling means, the electric motor module includes a first flow path inside the first outer housing, the electric motor module includes a second flow path inside the second outer housing, such that the first and second flow paths are brought into fluid communication when the electric motor module and the electric pump module is interconnected.

11. Assembly according to claim 10, wherein the electric motor module includes a first rotating element capable of rotating relative to the first outer housing, and the electric pump module includes a second rotating element capable of rotating relative to the second the outer housing, so that the first rotating member and the second rotating member can transmit torque when the electric motor module and the electric pump module are connected.

12. Assembly according to claim 10 or claim 11 where electrical power is supplied via a supply means placed on a well casing.

13. Assembly according to claim 11 or claim 12, where the first rotating element and the second rotating element are connected together by means of interlocking grooves.

14. Assembly according to any one of claims 10-13, where two or more pump modules and/or two or more electric motor modules are provided.

15. Electric motor module according to any one of claims 10-14.

16. Pump module according to any one of claims 10-14.