NO314854B1 - Fremgangsmåte til opphenging av et neddykkbart pumpesystem i et borehull - Google Patents
Fremgangsmåte til opphenging av et neddykkbart pumpesystem i et borehull Download PDFInfo
- Publication number
- NO314854B1 NO314854B1 NO19982455A NO982455A NO314854B1 NO 314854 B1 NO314854 B1 NO 314854B1 NO 19982455 A NO19982455 A NO 19982455A NO 982455 A NO982455 A NO 982455A NO 314854 B1 NO314854 B1 NO 314854B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- conduit
- cable
- accordance
- borehole
- pump system
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 46
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 12
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 11
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 4
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 claims description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002943 EPDM rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920000181 Ethylene propylene rubber Polymers 0.000 description 1
- 229920000459 Nitrile rubber Polymers 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920006328 Styrofoam Polymers 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010428 baryte Substances 0.000 description 1
- 229910052601 baryte Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 description 1
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 description 1
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical compound O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 description 1
- 230000009194 climbing Effects 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000026058 directional locomotion Effects 0.000 description 1
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000010881 fly ash Substances 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000008261 styrofoam Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- NUMQCACRALPSHD-UHFFFAOYSA-N tert-butyl ethyl ether Chemical compound CCOC(C)(C)C NUMQCACRALPSHD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/003—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings with electrically conducting or insulating means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
- E21B17/206—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables with conductors, e.g. electrical, optical
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/14—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et ledningsrør for oppheng i et borehull, omfattende en lengde av led-ningsrør, en elektrisk kabel ordnet i ledningsrøret og fløtemidler i ledningsrøret for å fløte den elektriske kabelen i ledningsrøret. Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for å installere en elektrisk kabel i et ledningsrør og en fremgangsmåte for oppheng av et neddykkbart elektrisk pumpesystem i et borehull.
For å redusere størrelsen på utstyret og tilhørende kostnader som er nødvendig for å utplassere og å hente opp igjen et neddykkbart elektrisk pumpesystem (såkalt ESP) i et borehull, kan ESP-systemet opphenges fra kveilerør, istedenfor konvensjonelle forbindelsesrør. Denne fremgangsmåten utnytter den forholdsvis lave kostnaden og forenkler transport av enhetene som anvendes til installasjon og fjerning av kveilerør. Typiske arrangementer for oppheng av et ESP-system på kveilerør er omtalt i US patentskrifter 3,835,929; 4,830,113; og 5,180,014.
Den elektriske kraftledningen som anvendes for å for-binde en elektrisk motor fra ESP-systemet til en kraftkilde på overflaten har ikke nok indre styrke til å bære sin egen vekt over omtrent 20m. Kabelen klemmes derfor, festes med bånd eller fastspennes til utsiden av forbindelsesrøret eller kveilerøret i intervaller, som omtalt i US patent-skrift 4,681,169. Alternativt kan kabelen plasseres inni kveilerøret, som omtalt i US patentskrifter 4,336,415; 4,346,256; 5,145,007; 5,146,982; og 5,191,173.
Når kabelen plasseres inne i kveilerøret, anvendes ofte avstandsregulerende innretninger for å sentralisere kabelen inne i kveilerøret for å muliggjøre fluidumproduk-sjon gjennom kveilerøret. Disse tidligere kjente avstandsregulerende innretninger bærer også kabelen, isteden for de tidligere kjente ytre klemmene eller fastspenningsan-ordningene, ved å forhindre langsgående bevegelse av kabelen i forhold til kveilerøret og overfører dermed vekten av kabelen til kveilerøret. Disse avstandsregulerende innret-ningene omtales vanligvis som kabelankere, og eksempler på dette omtales i US patentskrifter 5,193,614; 5,269,377; og 5,435,351.
Fra NO 974673 er det kjent et kveilerørssystem som omfatter en forbindelsesledning og et kveilerør innrettet for anbringelse i en brønn. Ledningen er anbrakt inne i kveilerøret som omfatter en vegg og en innvendig utboring hvor en ende av kveilerøret er festet til en drevet inn-retning slik som en motor eller drill som er innrettet til å installeres i brønnen. Forbindelsesledningen er ved sin ene ende koblet til en kraftforsyningsenhet ved overflaten og ved sin motsatte ende koblet til den drevne innret-ningen. Et fluid kan være fylt inn i det ringformede rom mellom ledningen og den innvendige vegg i røret, hvilket fluid frembringer en oppoverrettet oppdriftskraft for å avlaste i det minste en del av den nedoverrettede vekt-belastning av ledningen.
Vanlige problemer forbundet med kabelankere er som følger. Kabelen og kveilerøret har svært forskjellige ter-miske ekspansjonskoeffisienter, slik at når kabelen termisk ekspanderer etter å ha vært utsatt for brønnforholdene holdes den fast av kabelankrene, og på grunn av dette oppstår det spenningsrelaterte brudd i kabelen. Enkelte tidligere kjente kabelankere er forholdsvis mekanisk kompli-serte, og krever innsprøytning av et løsningsmiddel for løsgjøring og innstilling av ankrene. Noen kabelankere krever tidkrevende og ukontrollert kjemisk påvirkning for å sikre at elastomermateriale på kabelen eller på kabelankrene øker, og som dermed støter friksjonsmessig mot inn-siden av kveilerøret. Kabelankere har over tid også en ten-dens til å slure, slik at kabelen strekkes i lengderetning, noe som kan skade eller ødelegge kobberlederene. I tillegg vil kabelen presses sammen mot den nederste elektriske for-bindelsen. Denne sammenpressingen av kabelen har forårsaket at elektriske forbindelser har sviktet, noe som nødvendig-gjør kostbar fjerning av ESP-systemet fra brønnen. For å sammenfatte problemet er kabelankrene veldig ofte vanskelig å løsgjøre for fjerning av kabelen fra kveilerøret.
Det er behov for en enklere fremgangsmåte og tilhør-ende komponenter for hurtig og forutsigbar fjerning av en elektrisk kraftledning i et ledningsrør, så som et kvei-lerør, som ikke behøver kabelankere eller andre anordninger for overføring av vekten av kabelen til ledningsrøret.
Foretrukne utførelser av oppfinnelsen er kjennetegnet ved den karakteristiske del av det selvstendige produktkrav 1 og fremgangsmåtekravene 12 og 23, mens alternative utfør-elser er kjennetegnet ved de uselvstendige kravene 2-11, 13-22, respektiv.
Foreliggende oppfinnelse er utviklet for å overvinne de foregående mangler og for å imøtegå de tidligere nevnte behov. Spesielt omfatter foreliggende oppfinnelse frem-gangsmåter og tilhørende komponenter for fjerning av en elektrisk kraftledning i et ledningsrør. I en foretrukket fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse føres en elektrisk kabel inn i et ledningsrør, så som et kveilerør, og ledningsrøret fylles med en hydrokarbonbasert væske av tilstrekkelig volum og tilstrekkelig tetthet for at den elektriske kabelen flyter inni ledningsrøret når lednings-røret er ordnet i borehullet. Et neddykkbart elektrisk pumpesystem tilkobles ledningsrøret, og den elektriske kabelen tilkobles en elektrisk motor i det elektrisk neddykkbare pumpesystemet. Deretter føres det elektriske neddykkbare pumpesystemet og ledningsrøret inn i borehullet. Siden kabelen flyter, dvs. er selvbærende, i ledningsrøret, er det ikke behov for kabelankere eller andre anordninger for overføring av vekten av kabelen til ledningsrøret. Således elimineres de tidligere nevnte problemer med kabelsammen-pressing og ødeleggelse av elektriske forbindelser, og det oppstår ingen termisk ekspansjon som forårsaker brudd på kabelen, og kabelen kan enkelt fjernes fra ledningsrøret. Kort beskrivelse av tegningene: Figur 1 viser et delvis riss av et underjordisk borehull med et ESP-system opphengt på et ledningsrør deri, ifølge en foretrukket fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 viser et delvis riss av et ledningsrør tilkoblet til et ESP-system, og med en elektrisk kabel som flyter der inni, ifølge en foretrukket fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse.
På grunnlag av foreliggende presentasjon skal fremgangsmåtene og tilhørende komponenter til foreliggende oppfinnelse beskrives som for eksempel å vedrøre oppheng av et neddykkbart elektrisk pumpesystem (såkalt ESP) på et led-ningsrør i et borehull. Det skal imidlertid forståes at hvilket som helst ledningsrør, kanal eller ledning kan anvendes, så som kveilerør, forbindelsesrør eller lignende, for oppheng av hvilket som helst borehullsutstyr, så som måleutstyr, kabelutstyr, boreutstyr og lignende, i et borehull. Videre, på grunnlag av foreliggende presentasjon, skal fremgangsmåtene og tilhørende komponenter ifølge foreliggende oppfinnelse beskrives som for eksempel å vedrøre "å flyte" en kraftledning inne i et ledningsrør, som er tilkoblet til et ESP-system; imidlertid skal det forståes at fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse kan anvendes til "å flyte" hvilke som helst type kabler, rør, ledningsrør, kabler, wire eller tau i hvilke som helst type ledningsrør.
For bedre forståelse av foreliggende oppfinnelsen hen-vises det til medfølgende tegninger. Figur 1 viser et borehull 10, som anvendes for utvinning av fluidum så som vann og/eller hydrokarboner, som trenger inn i en eller flere underjordiske jordformasjoner 12. Borehullet 10 omfatter et brønnhode 14 avtakbart tilkoblet til en øvre del av et pro-duksjonsrør og/eller en foringsrørstreng 16, som er velkjent for en fagmann. Hvis foringsrørstrengen 16 strekkes igjennom et fluidumproduserende underjordisk formasjon 12, så kan foringsrørstrengen 16 omfatte minst en åpning eller perforering 18 for å muliggjøre at fluidum strømmer inn i dens indre. Et neddykkbart elektrisk pumpesystem (ESP) 20 er vist opphengt inni foringsrørstrengen 16, og inkluderer generelt en elektrisk motor 22, en oljefylt motorbeskyt-telse 24, og en pumpe 26. Figur 1 viser ESP-systemet 20 i et opp-ned arrangement med motoren 22 over pumpen 26; det skal imidlertid forstås at foreliggende oppfinnelse også kan anvendes når ESP-systemet 20 plasseres i en vanlig opp-stilling med motoren 22 under pumpen 26.
For formålet med denne beskrivelsen er utrykkene "øvre" og "nedre", "over" og "under", "oppihull" og "nedihull", og "oppadretning" og "nedadretning" innbyrdes uttrykk for å indikere posisjon og retningsbevegelser i lett gjenkjennelige uttrykk. Vanligvis står disse uttrykkene i forhold til en linje trukket fra en øverste posisjon på overflaten av jorden til et punkt i senter av jorden, og er derfor passende for tilnærmet rette, vertikale borehull. Når imidlertid borehullet avviker mye, så som fra omtrent 60 grader fra vertikal, eller horisontal, er ikke disse uttrykkene hensiktsmessige og skal derfor ikke forstås som begrensende. Disse uttrykkene anvendes kun for å forenkle forståelsen, og som en indikasjon på hva posisjonen eller bevegelsen vil være hvis anvendt i et vertikalt borehull.
ESP-systemet 20 er operativt forbundet til en nedre
ende av et ledningsrør 28, så som et antall lengder av for-bindelsesrør, eller til en lengde med kveilerør som kveiles inn i foringsrøret 16, som er velkjent for en fagmann. Led-ningsrøret 28 kan være av en kommersiell tilgjengelig stør-relse (dvs. utvendig/innvendig diameter) og formet av et materiale passende for forhold i borehullet, som er velkjent
for en fagmann. For eksempel er typiske kveilerørsstørrel-ser fra 0.75" OD til 3.5" OD, fremstilt av aluminium, stål, titan eller legeringer av disse.
En ende av en elektrisk kabel 30 er operativt forbundet til ESP-systemet 20 for å sørge for elektrisk kraft til motoren 22, og er operativt forbundet i en motsatt ende ved jordoverflaten til elektrisk kontrollutstyr og en elektrisk kraftkilde (begge er ikke vist), som begge er velkjente for en fagmann. Kommersielt tilgjengelige elektriske kabler 30 som typisk anvendes i ESP-systemer 20 har ikke tilstrekkelig indre styrke til å holde sin egen fritt opphengte vekt, tidligere ble derfor et antall kabelankersammensetninger innført i kveilerøret. De kjente kabelankersammensetningene ble anvendt til overføring av vekten av kabelen til kveile-røret .
Som kort forklart benytter ikke foreliggende oppfinnelse kabelankere, men stoler i stedet på konseptet med "å flyte" kabelen 30 inni ledningsrøret 28. Uttrykket "flyte" betyr anvendelse av fluidum inni ledningsrøret som har en tetthet (dvs. vekt pr. enhet volum) som er omtrent lik til eller større enn tettheten til kabelen 30, slik at kabelen 30 vil være selvbærende eller ha oppdrift i fluidumet. Når kabelen 30 flyter er det ikke behov for kabelanker siden kabelen 30 ikke er opphengt og ikke kan skades av sin egen uopphengte vekt. Videre vil kabelen 30 ikke presses sammen og skade de elektriske koblingene, som når kjente kabelankere glir. I tilfelle at kabelen 30 skal fjernes fra kveilerøret, kan kabelen enkelt trekkes ut, fordi det ikke er ankere eller andre gripeanordninger som kan hindre bevegelse av kabelen.
I en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse innføres kabelen 30 i ledningsrøret 28, så som et kveile-rør, ved en av fremgangsmåtene som beskrevet i de oven-fornevnte kjente patenter. Dette kan gjøres under frem-stilling av kveilerøret eller på feltet. En foretrukket fremgangsmåte for innføring er å vikle ut kveilerøret på bakken, trekke igjennom en føringswire, hvor en ende av føringswiren kobles til kabelen og den andre enden av føringswiren kobles til et kjøretøy. Kabelen smøres med et friksjonsreduserende middel, så som smørefett eller olje, og kjøretøyet beveges deretter for å trekke kabelen inn i kveilerøret.
Så snart kabelen 30 er innført i kveilerøret 28, vil en ende, som vil være den nederste enden tilstøtende ESP-systemet, stikke ut fra en ende av kveilerøret 28 som deretter forsegles, så som ved en trykktilpasset kobling og/eller deksel 32, som er velkjent for en fagmann. Det indre av ledningsrøret fylles med et fluidum 34, så som boreslam, med tilstrekkelig tetthet til at den elektriske kabelen 30 flyter inni ledningsrøret 28 når ledningsrøret 28 er innført i borehullet 10. Det fluidum- og kabelfylte kveilerøret 28 kveiles deretter på nytt, og transporteres til en posisjon tilstøtende borehullet 10.
ESP-systemet 20 forbindes med den nedre enden til led-ningsrøret 28, som er velkjent for en fagmann, og den nedre enden av den elektriske kabelen 30 er operativt koblet til motoren 22. ESP-systemet 20 senkes inn i borehullet 10, så som ved anvendelse av en injeksjonsmanifold (ikke vist), som er velkjent for en fagmann. Den øvre enden av kveile-røret 28 forsegles av brønnhodet 14, som er velkjent for en fagmann, og den øvre enden av kabelen 30 er operativt tilkoblet til en kraftkilde.
En alternativ foretrukket fremgangsmåte for å installere kabelen 30 i kveilerøret 28 omfatter å inkludere en eller flere slanger i kabelen 30, som er velkjent for en fagmann, eller som festes på utsiden. Kabelen 28 trekkes gjennom kveilerøret som tidligere, en nedre ende av kveile-røret 28 forsegles, og deretter injiseres et valgt fluidum gjennom slangen og inn i kveilerøret 28. En variasjon av denne fremgangsmåten er å pumpe det valgte fluidumet inn i kveilerøret 28 etter at kabelen 30 er installert deri, noe som muliggjør at luft slipper ut gjennom en andre slange. Anvendelse av en eller flere slanger muliggjør forholdsvis enkel fjerning eller tilføring av fluidum og/eller tilset-ning til fluidumet for å forandre tettheten.
En annen foretrukket fremgangsmåte for å installere kabelen 30 i kveilerøret 28 omfatter å forsegle en nedre ende av kabelen 30 i kveilerøret 28, og så pumpe et fluidum, så som luft eller det valgte fluidumet for å flyte kabelen, inn i kveilerøret 28 for hydraulisk å skyve kabelen 30 inn i og gjennom kveilerøret 28.
Så snart ESP-systemet 20 er skikkelig innsatt i borehullet 10, enten tilføres eller fjernes fluidum 34 fra led-ningsrøret hvis nødvendig, for å sikre at kabelen 30 har omtrent nøytral oppdrift i ledningsrøret 28. I tillegg kan tettheten til fluidumet 34 forandres ved at tilsetninger og/eller annet fluidum av ulik tetthet sirkuleres inn i ledningsrøret 28 for å danne et fluidum inni ledningsrøret 28 som vil "flyte" kabelen 30. Hvis ikke nok fluidum anvendes eller hvis tettheten til fluidumet er for lav, så vil kabelen synke i ledningsrøret, strekke eller skade lednin-gene, og presse sammen den nedre elektriske motorkoblingen og/eller deksel 32. Som tidligere forklart bør denne sammenpressingen unngås for å forhindre elektrisk feil ved ESP-systemet 20. Hvis for mye fluidum anvendes eller hvis tettheten til fluidumet er for høy, så vil kabelen 30 ha lett for å stige opp i ledningsrøret og strekke den elektriske koblingen og presse sammen en elektrisk kobling på overflaten.
Fluidumet 34 må ha en tetthet som er omtrent lik til
(som for eksempel kan være noe mindre enn) eller større enn tettheten til kabelen 30. Det skal forstås at tettheten til kabelen 30 kan forandre seg over tid, slik at tettheten til fluidumet 34 kanskje må velges noe under eller over den op-timale tettheten for å flyte kabelen 30 under installasjon. For eksempel vil EPDM (eten-propengummi) eller nitrilgummi i kappen på kabelen 30 absorbere olje og dermed svulme. Denne absorpsjonen av olje reduserer tettheten til kabelen 30. Slik at tettheten til fluidumet 34 kan endres for å kompensere for denne absorpsjonen av olje, enten under den opprinnelige installeringen av fluidumet 34 eller når ESP-systemet er operativt. Strekket i kabelen 30 kan periodisk måles ved jordoverflaten, som er velkjent for en fagmann, og justeringer kan utføres i tettheten til fluidumet 34 samtidig for å forsikre at kabelen 30 "flyter" tilfreds-stillende i kveilerøret 28.
Fluidumet 34 har foretrukket en spesifikk vekt større enn 1 og opp til omtrent 5. Dette fluidumet kan være en væske, emulsjon, skum eller en gel. Foretrukne fluidumer omfatter en hydrokarbonbasert væske, så som borehull-fluidum, olje, dieselolje, oljebasert boreslam eller vann-basert væske, så som vann, saltlake, sjøvann eller vannba-sert boreslam. I tillegg kan andre materialer tilføyes fluidumet 34 for å øke eller minske dets tetthet, så som et vektmateriale, baritt, bentonitt, tapt sirkulasjonsmateri-ale, rester av materiale, så som flyteaske, keramiske korn, Styrofoam, og lignende.
Oppfinnerne har herav utført beregninger som illustre-rer to eksempler på installasjon av flytende kabel i et kveilerør. I det første eksemplet har en kommersielt tilgjengelig #2 C/S PPEO 5kV belagt kabel en beregnet tetthet på omtrent 3.638 gram/cm<3>. Ved anvendelse av et kveilerør med 3.81 cm (1.5") indre diameter, må fluidumet for å flyte kabelen ha en tetthet på omtrent 3.60 gram/cm<3> eller omtrent 30.3 Ibs/gallon. Denne fluidumtettheten er vanligvis tilgjengelig i boreindustrien. Hvis kveilerøret er 1830 m (6000 ft) langt, blir det resulterende fluidumtrykk, målt ved nedihullskabelkobling, omtrent 65.5 N/mm<2> (95001b/in2) , som er godt innenfor trykkområdet for kommersielt tilgjengelige kveilerør og for kommersielt tilgjengelige kabelkoblinger.
I et annet eksempel har en kommersielt tilgjengelig #2 C/S ETBE 5kV belagt kabel i en 0.64 cm (0.25") diameter in-jeksjonsslange deri en beregnet tetthet på omtrent 4.317
gram/cm<3>. Ved anvendelse av et kveilerør med 5.08 cm (2.0") indre diameter må fluidumet for å flyte kabelen ha en tetthet på omtrent 4.32 gram/cm<2> eller omtrent 36.0 Ibs/gallon. Denne fluidumtettheten er vanligvis tilgjengelig i boreindustrien. Hvis kveilerøret er 1830 m (6000 ft) langt, blir det resulterende fluidumtrykket, målt ved nedihullskabel-koblingen, omtrent 79.3 N/mm<2> (11500 lb/in2), som er godt innenfor trykkområdet for kommersielt tilgjengelige kveile-rør og for kommersielt tilgjengelige kabelkoblinger.
Som det kan forstås fra beskrivelsen ovenfor, frembringer foreliggende oppfinnelse en ny fremgangsmåte og tilhørende komponenter for oppheng av en ESP i et borehull ved hjelp av prinsippet med å "flyte" kabelen for derfor å eliminere behovet for og problemene med kabelankere eller andre innretninger for å overføre vekten av kabelen til ledningsrøret.
Der hvor foreliggende oppfinnelse er beskrevet spesielt i forhold til vedlagte tegninger, skal det forstås at andre og videre forbedringer, utover de som her er vist eller foreslått, kan gjennomføres innenfor rammen av foreliggende oppfinnelse definert i kravene.
Claims (23)
1. Ledningsrør for oppheng i et borehull, omfattende en lengde av ledningsrør (28), en elektrisk kabel (30) ordnet i ledningsrøret (28) og fløtemidler i ledningsrøret (28) for å fløte den elektriske kabelen (30) i ledningsrøret (28), hvor fløtemidlene omfatter en hydrokarbonbasert væske med en tetthet omtrent lik til eller større enn tettheten til den elektriske kabelen (30), og som er innrettet til å hovedsakelig fløte en konvensjonell ESP elektriske kabel (30) .
2. Ledningsrør i samsvar med krav 1, karakterisert ved at ledningsrøret (28) omfatter et antall lengder av rør som er forbundet med hverandre.
3. Ledningsrør i samsvar med krav 1 eller 2, karakterisert ved at ledningsrøret (28) omfatter en lengde med kveilerør.
4. Ledningsrør i samsvar med et av de foregående krav, karakterisert ved at det videre omfatter et neddykkbart elektrisk pumpesystem (20) operativt tilkoblet til den elektriske kabels (30) ene ende.
5. Ledningsrør i samsvar med krav 4, karakterisert ved at det neddykkbare elektriske pumpesystem (20) er tilkoplet til ledningsrørets (28) ene ende.
6. Ledningsrør i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken utgjøres av en eller flere borehullsfluidum.
7. Ledningsrør i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken er olje.
8. Ledningsrør i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken er dieselolje.
9. Ledningsrør i samsvar med krav 1, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken er oljebasert boreslam.
10. Neddykkbart elektrisk pumpesystem omfattende en lengde ledningsrør (28) for oppheng i et borehull ifølge et av de foregående krav, og en pumpe (28) som er operativt tilkoplet til en elektrisk motor (22), med pumpen (26) tilkoplet til en ende av ledningsrørets (28) ene ende.
11. Pumpesystem i samsvar med krav 10, karakterisert ved at fluidet har en spesifikk vekt på mellom 1 og ca. 5.
12. Fremgangsmåte for å installere en elektrisk kabel (30) i et ledningsrør (28), omfattende å innføre den elektriske kabel (30) i ledningsrøret, og å fylle ledningsrøret (28) med en hydrokarbonbasert væske med en tetthet omtrent lik til eller større enn tettheten til den elektriske kabelen (30), og som er innrettet til å hovedsakelig fløte en konvensjonell ESP elektriske kabel (30), når ledningsrøret (28) er anordnet i et borehull.
13. Fremgangsmåte i samsvar med krav 12, karakterisert ved at et neddykkbart elektrisk pumpesystem (20) tilkoples til ledningsrørets (28) ene ende.
14. Fremgangsmåte i samsvar med krav 12, karakterisert ved at den elektriske kabels (30) ene ende operativt koples til en elektrisk motor (22) i det elektrisk neddykkbare pumpesystem (20).
15. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-14, karakterisert ved at fluidets tetthet er tilnærmet lik til eller større enn den elektriske kabels (30) tetthet.
16. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-15, karakterisert ved at ledningsrøret (28) omfatter et antall lengder som er forbundet med hverandre.
17. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-15, karakterisert ved at ledningsrøret (28) omfatter en lengde med kveilerør.
18. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-17, karakterisert ved at fluidet er boreslam.
19. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-17, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken utgjøres av en eller flere borehullsfluidum.
20. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-17, karakterisert ved at den hydrokarbonbaserte væsken er olje.
21. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-17, karakterisert ved den hydrokarbonbaserte væsken er dieselolje.
22. Fremgangsmåte i samsvar med et av kravene 12-21, karakterisert ved at væsken har en spesifikk vekt på mellom 1 og ca 5.
23. Fremgangsmåte for oppheng av et neddykkbart elektrisk pumpesystem i et borehull, omfattende: (a) å innføre en elektrisk kabel (30) i ledningsrøret ved fremgangsmåten ifølge et av kravene 12-22, (b) å tilkoble et neddykkbart elektrisk pumpesystem (20) til en ende av ledningsrøret (28), (c) å operativt tilkoble den ene enden til den elektriske kabel (30) til en elektrisk motor (22) i det elektrisk neddykkbare pumpesystem (20), og (d) å innføre det neddykkbare elektriske pumpesystem (20) og ledningsrøret (28) i borehullet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/867,018 US5906242A (en) | 1997-06-03 | 1997-06-03 | Method of suspending and ESP within a wellbore |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO982455D0 NO982455D0 (no) | 1998-05-29 |
NO982455L NO982455L (no) | 1998-12-04 |
NO314854B1 true NO314854B1 (no) | 2003-06-02 |
Family
ID=25348911
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19982455A NO314854B1 (no) | 1997-06-03 | 1998-05-29 | Fremgangsmåte til opphenging av et neddykkbart pumpesystem i et borehull |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5906242A (no) |
EP (1) | EP0882868B1 (no) |
CA (1) | CA2239590C (no) |
DE (1) | DE69805701D1 (no) |
NO (1) | NO314854B1 (no) |
Families Citing this family (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6298917B1 (en) * | 1998-08-03 | 2001-10-09 | Camco International, Inc. | Coiled tubing system for combination with a submergible pump |
US6179585B1 (en) * | 1998-08-24 | 2001-01-30 | Camco International, Inc. | Modular plug connector for use with a submergible pumping system |
US6341652B1 (en) | 2000-09-13 | 2002-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Backflow prevention device |
US6582145B1 (en) | 2000-09-13 | 2003-06-24 | Schlumberger Technology Corporation | Pressurized connector for high pressure applications |
US6727828B1 (en) | 2000-09-13 | 2004-04-27 | Schlumberger Technology Corporation | Pressurized system for protecting signal transfer capability at a subsurface location |
US7396216B2 (en) * | 2002-04-23 | 2008-07-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Submersible pump assembly for removing a production inhibiting fluid from a well and method for use of same |
US20040188096A1 (en) * | 2003-03-28 | 2004-09-30 | Traylor Leland B. | Submersible pump deployment and retrieval system |
US20050045343A1 (en) * | 2003-08-15 | 2005-03-03 | Schlumberger Technology Corporation | A Conduit Having a Cable Therein |
EP1852571A1 (en) * | 2006-05-03 | 2007-11-07 | Services Pétroliers Schlumberger | Borehole cleaning using downhole pumps |
US7905295B2 (en) * | 2008-09-26 | 2011-03-15 | Baker Hughes Incorporated | Electrocoil tubing cable anchor method |
GB0823225D0 (en) * | 2008-12-19 | 2009-01-28 | Artificial Lift Co Ltd | Cables for downhole use |
US20100212914A1 (en) * | 2009-02-20 | 2010-08-26 | Smith International, Inc. | Hydraulic Installation Method and Apparatus for Installing a Submersible Pump |
US8443900B2 (en) * | 2009-05-18 | 2013-05-21 | Zeitecs B.V. | Electric submersible pumping system and method for dewatering gas wells |
US8408312B2 (en) | 2010-06-07 | 2013-04-02 | Zeitecs B.V. | Compact cable suspended pumping system for dewatering gas wells |
CN102287168A (zh) * | 2011-07-22 | 2011-12-21 | 宝鸡石油钢管有限责任公司 | 钢质连续抽油管采油装置 |
US9482078B2 (en) | 2012-06-25 | 2016-11-01 | Zeitecs B.V. | Diffuser for cable suspended dewatering pumping system |
US9970250B2 (en) * | 2013-08-15 | 2018-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Retrievable electrical submersible pump |
CA2849132C (en) | 2014-04-17 | 2021-04-27 | Gerald V. Chalifoux | Method and apparatus for supporting cables within coiled tubing |
US11933123B2 (en) * | 2022-03-15 | 2024-03-19 | Saudi Arabian Oil Company | Anchoring a progressive cavity pump in a wellbore |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1912794A (en) * | 1925-11-10 | 1933-06-06 | Thomas F Peterson | High tension cable |
NL25755C (no) * | 1928-03-22 | |||
GB2265684B (en) * | 1992-03-31 | 1996-01-24 | Philip Fredrick Head | An anchoring device for a conduit in coiled tubing |
US3650324A (en) * | 1970-10-12 | 1972-03-21 | Paul R Randles | Well pumping system construction |
US3835929A (en) * | 1972-08-17 | 1974-09-17 | Shell Oil Co | Method and apparatus for protecting electrical cable for downhole electrical pump service |
US4009756A (en) * | 1975-09-24 | 1977-03-01 | Trw, Incorporated | Method and apparatus for flooding of oil-bearing formations by downward inter-zone pumping |
US4262226A (en) * | 1979-08-22 | 1981-04-14 | Kobe, Inc. | Insulating fluid system for protecting submersible electric motors from surrounding fluids |
US4346256A (en) * | 1980-04-01 | 1982-08-24 | Kobe, Inc. | Conduit in supplying electrical power and pressurized fluid to a point in a subterranean well |
US4336415A (en) * | 1980-05-16 | 1982-06-22 | Walling John B | Flexible production tubing |
US4616955A (en) * | 1984-10-18 | 1986-10-14 | Bechtel International Corporation | Method and apparatus for encasing pipeline or cable |
GB2178185B (en) * | 1985-07-24 | 1990-01-17 | Stc Plc | Optical fibre cable |
US4681169A (en) * | 1986-07-02 | 1987-07-21 | Trw, Inc. | Apparatus and method for supplying electric power to cable suspended submergible pumps |
JPH0831241B2 (ja) | 1986-11-10 | 1996-03-27 | 日本電気株式会社 | 周辺制御プロセツサ |
US4830113A (en) * | 1987-11-20 | 1989-05-16 | Skinny Lift, Inc. | Well pumping method and apparatus |
US4928771A (en) * | 1989-07-25 | 1990-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Cable suspended pumping system |
US5180014A (en) * | 1991-02-14 | 1993-01-19 | Otis Engineering Corporation | System for deploying submersible pump using reeled tubing |
US5193614A (en) * | 1991-02-26 | 1993-03-16 | Otis Engineering Corporation | Cable anchor assembly |
US5145007A (en) * | 1991-03-28 | 1992-09-08 | Camco International Inc. | Well operated electrical pump suspension method and system |
US5146982A (en) * | 1991-03-28 | 1992-09-15 | Camco International Inc. | Coil tubing electrical cable for well pumping system |
US5191173A (en) * | 1991-04-22 | 1993-03-02 | Otis Engineering Corporation | Electrical cable in reeled tubing |
US5211225A (en) * | 1991-08-23 | 1993-05-18 | Grosch Wayne A | Submersible pump adapter |
US5293931A (en) * | 1992-10-26 | 1994-03-15 | Nichols Ralph L | Modular, multi-level groundwater sampler |
US5269377A (en) * | 1992-11-25 | 1993-12-14 | Baker Hughes Incorporated | Coil tubing supported electrical submersible pump |
GB9621235D0 (en) * | 1996-10-11 | 1996-11-27 | Head Philip | Conduit in coiled tubing system |
-
1997
- 1997-06-03 US US08/867,018 patent/US5906242A/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-02-25 DE DE69805701T patent/DE69805701D1/de not_active Expired - Lifetime
- 1998-02-25 EP EP98301357A patent/EP0882868B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-05-29 NO NO19982455A patent/NO314854B1/no not_active IP Right Cessation
- 1998-06-03 CA CA002239590A patent/CA2239590C/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
DE69805701D1 (de) | 2002-07-11 |
EP0882868A2 (en) | 1998-12-09 |
EP0882868A3 (en) | 1999-07-07 |
EP0882868B1 (en) | 2002-06-05 |
NO982455L (no) | 1998-12-04 |
US5906242A (en) | 1999-05-25 |
CA2239590A1 (en) | 1998-12-03 |
CA2239590C (en) | 2007-08-07 |
NO982455D0 (no) | 1998-05-29 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO314854B1 (no) | Fremgangsmåte til opphenging av et neddykkbart pumpesystem i et borehull | |
US5671811A (en) | Tube assembly for servicing a well head and having an inner coil tubing injected into an outer coiled tubing | |
NO20110126A1 (no) | Vatforbindelsessystem for nedihullsutstyr | |
US3285629A (en) | Methods and apparatus for mounting electrical cable in flexible drilling hose | |
US4051456A (en) | Apparatus for establishing and maintaining electric continuity in drill pipe | |
NO315010B1 (no) | Fremgangsmåte for installering av kabel i kveilerör | |
NO334812B1 (no) | Gruspakkekomplettering med fluidtapsstyring og fiberoptisk våtforbindelse | |
NO320716B1 (no) | Kveilrorstreng med fordypninger for stotte av indre elementer, slik som en elektrisk kabel | |
US20040188096A1 (en) | Submersible pump deployment and retrieval system | |
NO319908B1 (no) | Ledningsror for oppheng i et borehull og fremgangsmate for installering av en elektrisk kabel i et ledningsror. | |
JP2000510208A (ja) | 滑り継手 | |
NO325327B1 (no) | Stigeror og system for produksjon pa store vanndyp | |
NO317677B1 (no) | Bronnkabelanker med elastisk finger | |
BR112015026719B1 (pt) | Conjunto de cabeça para um cabo, sistema de fundo de poço, e método para conectar um cabo com uma ferramenta | |
WO2006126925A1 (en) | Sealing device | |
BR0213618A (pt) | Sistema de produção antecipada de hicrocarboneto | |
NO317064B1 (no) | Kabelforankringsanordning | |
US8857524B2 (en) | Method and apparatus for suspending a cable in a pipe | |
US9605490B2 (en) | Riser isolation tool for deepwater wells | |
RU2654301C1 (ru) | Система байпасирования насосной установки | |
NO324448B1 (no) | Anordning ved borehullsarrangement | |
NO336316B1 (no) | EMF-antenne med utvidet rekkevidde | |
US20100314122A1 (en) | Method and system for subsea intervention using a dynamic seal | |
US20230203896A1 (en) | Wireless communications with downhole devices using coil hose | |
WO1997030265A1 (en) | Offshore production piping and method for laying same |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |