NO333198B1

NO333198B1 - System for placing an electrically driven device in a well

Info

Publication number: NO333198B1
Application number: NO20110685A
Authority: NO
Inventors: Philip Head
Original assignee: Artificial Lift Co Ltd
Priority date: 2011-05-09
Filing date: 2011-05-09
Publication date: 2013-04-08
Also published as: NO20110685A1

Abstract

Et produksjonsrør innbefatter en kraftledning som avsluttes med en første kraftkonnektor, og en orienteringsprofil anordnet i nærheten av den første kraftkonnektoren. En kraftdrevet innretning har en andre kraftkonnektor, og et radialt utragende orienteringsmiddel, senkes ned i produksjonsrøret. Derved presses det utragende orienteringsmidlet radialt utover for samvirke med orienteringsprofilen, og for orientering av innretningen, slik at derved den første og den andre kraftkonnektoren kan samvirke for å forbinde den kraftdrevne innretningen med kraftledningen på en automatisk måte.A production pipe includes a power line which terminates with a first power connector, and an orientation profile arranged near the first power connector. A power-driven device has a second power connector, and a radially projecting orientation means, is lowered into the production pipe. Thereby, the projecting orienting means is pressed radially outwards for co-operation with the orientation profile, and for orientation of the device, so that thereby the first and the second power connector can co-operate to connect the power-driven device with the power line in an automatic manner.

Description

Oppfinnelsen vedrører plassering i en olje- og/eller gassproduksjonsbrønn av en elektrisk neddykkbar fluidtransduser, så som en gasskompressor eller en elektrisk neddykkbar pumpe, generelt betegnet som en ESP. The invention relates to the placement in an oil and/or gas production well of an electrically submersible fluid transducer, such as a gas compressor or an electrically submersible pump, generally referred to as an ESP.

Plasseringen av elektrisk neddykkbare systemer i brønner har i mange år skjedd ved at man har skjøtet sammen rørformede ledninger med en elektrisk motor, og med en fluidtransduser tilknyttet bunnen av rørsammensetningen. På hverandre følgende rørledningslengder forbindes med hverandre, og senkes ned i en brønn ved hjelp av en riggmast og heiseutstyr, samtidig som en kontinuerlig lengde av en elektrisk kraftoverføringskabel spoles av, og forbindes med rørets ytterdiameter. Denne plasseringsmåten for det elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemet er velkjent for dem som er fortrolige med produseringen av ikke-eruptive kilder med olje og gass fra undergrunnen. Gjenvinningen av disse elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemene skjer også vanligvis ved at man trekker det oppbyggede røret ut fra brønnen samtidig med den elektriske neddykkbare motoren og fluidtransdusersystemet, og den elektriske kraftoverføringskabelen. De nedenfor angitte referansene anses å være aktuelle for foreliggende oppfinnelse: US patent 3 939 705, 4 105 279, 4 494 602, 4 589 717, 5 180 140, 5 746 582 og 5 871 051, internasjonal patentsøknad WO 98/22692 og de europeiske patentene 470576 og 745176. US patent 3 835 929 og 5 191 173 beskriver plassering og gjenvinning av et elektrisk neddykkbart system i oljebrønner ved hjelp av kveilrør eller kontinuerlige rør. Disse kveilrørmetodene bruker ofte store kveilrørspolediametere som følge av den krumningsradien som kontinuerlige kveilrør har. De overflatespoleinnretningene som disse systemene krever for innføring og uthenting av det kontinuerlige røret, er krevende, og krever eget overflate- og underjordisk utstyr for plassering og intervensjon. The placement of electrically submersible systems in wells has for many years been by splicing together tubular lines with an electric motor, and with a fluid transducer attached to the bottom of the pipe assembly. Successive lengths of pipeline are connected to each other and lowered into a well using a rigging mast and hoisting equipment, while a continuous length of electrical power transmission cable is unwound and connected to the outer diameter of the pipe. This arrangement of the electric submersible fluid transducer system is well known to those familiar with the production of non-eruptive sources of oil and gas from the subsurface. The recovery of these electric submersible fluid transducer systems also usually occurs by pulling the built-up pipe out of the well at the same time as the electric submersible motor and the fluid transducer system, and the electric power transmission cable. The references listed below are considered relevant for the present invention: US patent 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 WO 98/22692 and the European patents 470576 and 745176. US patents 3,835,929 and 5,191,173 describe the placement and recovery of an electrically submersible system in oil wells using coiled tubing or continuous tubing. These coiled tube methods often use large coiled tube coil diameters due to the radius of curvature of continuous coiled tubes. The surface coiling facilities that these systems require for insertion and retrieval of the continuous pipe are demanding, requiring separate surface and underground equipment for placement and intervention.

Annen kjent teknikk, som er beskrevet i litteraturen, er plassering og henting av underjordiske elektriske fluidtransdusersystemer ved hjelp av vaierledninger eller vaierkabler, som danner bærestøtte for en samtidig plassering av den elektriske kraftoverføringskabelen i systemet. Disse vaierledningsmetodene og -anordningene innbefatter bruk av stort og eget overflateintervensjonsutstyr for å kunne håndtere vekten og spolen som brukes for den elektriske kraftkabelen og vaieren som skal kjøres i brønnen. US patent 5 746 582 beskriver henting av en neddykkbar pumpe, mens en elektrisk motor og kabel forblir i brønnen. US patent 5 746 582 beskriver således henting og plassering av den mekaniske delen av et elektrisk neddykkbart fluidoverføringssystem, mens den elektriske motoren og andre komponenter i det elektriske neddykkbare systemet forblir adskilt fra den elektriske kraftoverføringskabelen. I brønner som har kunstig løft tilveiebrakt ved hjelp av elektriske neddykkbare motorsystemer, blir for tiden den nødvendige transduseranordningen, eksempelvis en pumpe eller en kompressor, plassert samtidig med en elektrisk motor og en elektrisk strømkabel i brønnen ved hjelp av et bærelegeme. Dette bærelegemet er et sammensatt rør fra en overflaterigg, en kveilrørenhet med kontinuerlig rør, eller en flettet kabel. Røret eller kabelen er nødvendig fordi den elektriske strømkabelen ikke kan bære sin egen vekt i brønnen, og derfor må forbindes med, og plasseres i, brønnen ved hjelp av et bærende strukturelt legeme. Når det dreier seg om et sammensatt rør som plasseres med en rigg, blir strømkabelen tilknyttet den elektriske motoren på overflaten, og kabelen festes til røret når den elektriske motoren, transduseren og røret føres inn i brønnforingen eller -røret. Tilknytningen av kabelen til røret skjer ved hjelp av stålbånd, støpte klemmer og andre i og for seg fra olje- og gassindustrien kjente metoder. I andre metoder plasseres strømkabelen inne i et kontinuerlig rør, eller festes til utsiden av det kontinuerlige røret ved hjelp av bånd, se US patent 5 191 173. Et slikt kontinuerlig rør betegnes ofte i industrien som et kveilrør. Another known technique, which is described in the literature, is the placement and retrieval of underground electric fluid transducer systems by means of wire lines or cable cables, which form support for a simultaneous placement of the electric power transmission cable in the system. These wireline methods and devices include the use of large and dedicated surface intervention equipment to handle the weight and spool used for the electrical power cable and wire to be run in the well. US patent 5,746,582 describes retrieval of a submersible pump, while an electric motor and cable remain in the well. US patent 5,746,582 thus describes the retrieval and placement of the mechanical part of an electric submersible fluid transfer system, while the electric motor and other components of the electric submersible system remain separate from the electric power transmission cable. In wells that have artificial lift provided by means of electric submersible motor systems, the necessary transducer device, for example a pump or a compressor, is currently placed together with an electric motor and an electric power cable in the well using a support body. This support body is a composite pipe from a surface rig, a coiled pipe assembly with continuous pipe, or a braided cable. The pipe or cable is necessary because the electrical power cable cannot support its own weight in the well, and therefore must be connected to, and placed in, the well by means of a supporting structural body. In the case of a composite pipe placed with a rig, the power cable is connected to the electric motor on the surface, and the cable is attached to the pipe as the electric motor, transducer and pipe are fed into the well casing or pipe. The cable is connected to the pipe using steel bands, cast clamps and other methods known in and of themselves from the oil and gas industry. In other methods, the power cable is placed inside a continuous pipe, or attached to the outside of the continuous pipe by means of tape, see US patent 5,191,173. Such a continuous pipe is often referred to in the industry as a coiled pipe.

US patent 3 835 929 beskriver bruk av et kontinuerlig rør med en elektrisk kraftoverføringskabel inne i røret. I samtlige tilfeller hvor elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemer plasseres og hentes i/fra brønner, plasseres eller hentes den elektriske motoren og den elektriske kraftoverføringskabelen samtidig. US patent 3,835,929 describes the use of a continuous pipe with an electric power transmission cable inside the pipe. In all cases where electric submersible fluid transducer systems are placed and retrieved in/from wells, the electric motor and the electric power transmission cable are placed or retrieved at the same time.

De som er fortrolige med elektriske neddykkbare strømkabler, vet at uttaket av kabelen fra brønnen vil kunne medføre ulike skader på den elektriske kraftoverføringskabelen. Den skaden som den elektriske strømkabelen får, kan skyldes bøyepåkjenninger på kabelen under plasseringen og hentingen. Den vanlige isolasjonen, omviklingen og mantelen, på elektriske strømkabler, kan sprekke når kabelen går over skiver og spoler som brukes under plasseringen av kabelen. En annen feil man kjenner i forbindelse med neddykkbare kraftoverføringskabler, skyldes støtbelastninger eller klemming av kabelen under dens plassering eller henting i brønnen. Det er også kjent at gasser i de underjordiske miljøene vil kunne trenge inn i den elektriske kraftoverføringskabelens permeable isolasjon, oppvikling og mantel. Gassen fanges opp i den permeable isolasjonen under et trykk lik det trykket som man finner i brønnen. Når kabelen hentes ut fra brønnen, blir den elektriske kraftoverføringskabelen utsatt for omgivelsestrykket. Dette vil gi en trykkforskjell mellom gassen i kabelisolasjonen og omgivelsene. Graden av impregnert gassekspansjon fra det høyere trykket i kabelisolasjonen og mot det lavere trykket i omgivelsene, vil noen ganger kunne overskride kabelisolasjonens permeabilitetsevne til utligning av trykkforskjellen. Resultatet blir et tomrom i eller en påkjenning av isolasjonen, med tidlig svikt av kabelen. Kravet om å kunne hente og plassere den elektriske kraftoverføringskabelen med det elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemet, krever også bruk av eget overflateintervensjonsutstyr. Dette kan innbefatte meget store rigger, en evne til å kunne trekke rør, elektrisk kraftoverføringskabel og elektriske neddykkbare fluidtransdusere. I offshoremiljøet vil disse intervensjonene kreve halvt neddykkbare boreskip og plattformer. Når det brukes et oppbygget rør som består av sammenskrudde lengder, hver rørlengde vanligvis på 9-12 meter, er trekkutstyret en bore- eller trekkrigg på overflaten. I tilfeller hvor den elektriske kraftoverføringskabelen og -anordningen plasseres tilknyttet ett eller i et kontinuerlig rør, er det på overflaten nødvendig med en egen kveilrørrigg. Kveilrørriggen innbefatter et injektorhode, en hydraulisk kraftenhet, og en spoleinnretning med en stor diameter for det kontinuerlige kveilrøret. Alt dette er plassert på overflaten. Plasseringen og hentingen krever betydelig plass på overflaten eller på havbunnen. Grunnen til at man intervenerer i en brønn for å hente eller plassere et elektrisk neddykkbart transdusersystem, er velkjent for fagfolk som er fortrolige med fjerning av fluider fra brønner. Det finnes minst to klassiske grunner for intervenering i brønner med elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemer. Disse grunnene innbefatter behovet for å kunne øke fluidproduksjonen, eller behovet for å kunne reparere det plasserte elektriske neddykkbare kraftsystemet. Grunnen til at man ønsker øket fluidproduksjon vil være avhengig av mange faktorer, herunder blant annet økonomiske og reservoarhåndteringsmetoder som finnes beskrevet i relevant litteratur. Grunnen til en intervenering for reparering eller utbytting av dielektriske neddykkbare fluidtransdusersystemer, er vanlig utstyrsslitasje og tilhørende tap av fluidproduksjonskapasitet, katastrofeutstyrsvikt og endringer i fluidproduksjonskapasiteten til det underjordiske fluidreservoaret. Utstyrssvikt kan også skyldes underjordisk elektrisk svikt i elektromotorviklinger, elektromotorisolasjonsdegradering som følge av oppvarming eller mekanisk slitasje, lekkasje av ledende fluid inn i motoren, slitasje eller svikt av fluidtransduserdeler, slitasje i elektromotorlagre, akselvibrasjoner, endringer i reservoarets strømningstilstand, og andre fenomener som vil være kjent for fagfolk som er fortrolige med fluidproduksjon fra brønner. Det vil derfor ofte være nødvendig å bytte ut komponenter i det elektriske neddykkbare fluidtransdusersystemet, uten derved nødvendigvis å bytte ut den elektriske kraftoverføringskabelen. I samsvar med kjent teknikk, blir imidlertid strømkabelen hentet ut når den elektriske motoren eller motorpakninger svikter. Those who are familiar with electric submersible power cables know that removing the cable from the well can cause various damages to the electric power transmission cable. The damage to the electrical power cable may be due to bending stresses on the cable during placement and retrieval. The usual insulation, wrapping and jacket, on electric power cables, can crack when the cable passes over washers and coils used during the placement of the cable. Another failure known in connection with submersible power transmission cables is due to shock loads or pinching of the cable during its placement or retrieval in the well. It is also known that gases in the underground environments will be able to penetrate the electric power transmission cable's permeable insulation, winding and sheath. The gas is captured in the permeable insulation under a pressure equal to the pressure found in the well. When the cable is retrieved from the well, the electrical power transmission cable is exposed to the ambient pressure. This will give a pressure difference between the gas in the cable insulation and the surroundings. The degree of impregnated gas expansion from the higher pressure in the cable insulation and towards the lower pressure in the surroundings can sometimes exceed the permeability of the cable insulation to equalize the pressure difference. The result is a void in or a stress on the insulation, with early failure of the cable. The requirement to be able to retrieve and place the electrical power transmission cable with the electrical submersible fluid transducer system also requires the use of separate surface intervention equipment. This may include very large rigs, an ability to pull pipe, electric power transmission cable and electric submersible fluid transducers. In the offshore environment, these interventions will require semi-submersible drillships and platforms. When a built-up pipe consisting of screwed together lengths is used, each pipe length usually 9-12 meters, the pulling equipment is a drilling or pulling rig on the surface. In cases where the electrical power transmission cable and device are placed in connection with one or in a continuous pipe, a separate coiled pipe rig is required on the surface. The coiled pipe rig includes an injector head, a hydraulic power unit, and a large diameter spool device for the continuous coiled pipe. All this is placed on the surface. The placement and retrieval require considerable space on the surface or on the seabed. The reason for intervening in a well to retrieve or place an electrically submersible transducer system is well known to those skilled in the art familiar with the removal of fluids from wells. There are at least two classic reasons for intervention in wells with electric submersible fluid transducer systems. These reasons include the need to be able to increase fluid production, or the need to be able to repair the deployed electric submersible power system. The reason for wanting increased fluid production will depend on many factors, including, among other things, economic and reservoir management methods that can be found described in the relevant literature. The reason for an intervention to repair or replace dielectric submersible fluid transducer systems is normal equipment wear and associated loss of fluid production capacity, catastrophic equipment failure and changes in the fluid production capacity of the underground fluid reservoir. Equipment failure can also be caused by underground electrical failure in electric motor windings, electric motor insulation degradation due to heating or mechanical wear, leakage of conductive fluid into the motor, wear or failure of fluid transducer parts, wear in electric motor bearings, shaft vibrations, changes in reservoir flow conditions, and other phenomena that will be known to professionals familiar with fluid production from wells. It will therefore often be necessary to replace components in the electrical submersible fluid transducer system, without thereby necessarily replacing the electrical power transmission cable. In accordance with the prior art, however, the power cable is extracted when the electric motor or motor gaskets fail.

I samsvar med oppfinnelsen foreslås det et system som angitt i det selvstendige patentkravet, der utførelser av oppfinnelsen angis i de uselvstendige patentkravene. In accordance with the invention, a system is proposed as stated in the independent patent claim, where embodiments of the invention are stated in the non-independent patent claims.

Ifølge ett aspekt foreslås det i samsvar med oppfinnelsen et system for installering av en elektrisk drevet innretning nedihulls i en brønn, innbefattende en kraftledning anordnet langs et produksjonsrør, og avsluttet med en første kraftkonnektor, en orienteringsprofil anordnet i nærheten av den første kraftkonnektoren, og en anordning som innbefatter en kraftdrevet innretning med en andre kraftkonnektor, og et utragende orienteringsmiddel som kan bevege seg radialt utover, idet det utstrakte orienteringsmidlet er anordnet til å rage radialt utover for samvirke med orienteringsprofilen og orientere innretningen når anordningen senkes i produksjonsrøret, slik at derved det første kraftkonnektormidlet og det andre kraftkonnektormidlet samvirker for derved å forbinde den kraftdrevne innretningen med kraftledningen på en automatisk måte. According to one aspect, there is proposed in accordance with the invention a system for installing an electrically powered device downhole in a well, including a power line arranged along a production pipe, and terminated with a first power connector, an orientation profile arranged in the vicinity of the first power connector, and a device which includes a power-driven device with a second power connector, and a projecting orientation means which can move radially outwards, the extended orientation means being arranged to project radially outwards to cooperate with the orientation profile and orient the device when the device is lowered into the production pipe, so that thereby the first power connector means and the second power connector means cooperate to thereby connect the power-driven device to the power line in an automatic manner.

Ifølge et aspekt foreslås det i samsvar med en en nedihullsanordning for bruk i en brønn, innbefattende en kraftdrevet innretning med en neddykkbar pumpe og en elektrisk motor for drift av pumpen, en andre kraftkonnektor, og et utragende orienteringsmiddel som kan bevege seg radialt utover, idet det utragende orienteringsmidlet er anordnet for radiell utraging for samvirke med en orienteringsprofil og orientering av innretningen når anordningen senkes i et produksjonsrør i brønnen, slik at derved det andre kraftkonnektormidlet samvirker med et første kraftkonnektormiddel anordnet i brønnen, for derved å forbinde den kraftdrevne innretningen med en kraftledning på en automatisk måte. According to one aspect, there is proposed in accordance with a downhole device for use in a well, including a power driven device with a submersible pump and an electric motor for operating the pump, a second power connector, and a projecting orienting means which can move radially outwardly, the projecting orientation means is arranged for radial projection for cooperation with an orientation profile and orientation of the device when the device is lowered into a production pipe in the well, so that thereby the second power connector means cooperates with a first power connector means arranged in the well, thereby connecting the power-driven device with a power line in an automatic manner.

Videre foreslås det en anordning for bruk i en brønn, innbefattende: et produksjonsrør, en kraftledning anordnet langs produksjonsrøret, og en første kraftkonnektor som er forbundet med kraftledningen, hvilket produksjonsrør innbefatter: en orienteringsprofil som er anordnet nær den første kraftkonnektoren, og innløpsåpninger for strømmen av brønnfluid fra utsiden av produksjonsrøret og til inne i produksjonsrøret. Furthermore, a device for use in a well is proposed, including: a production pipe, a power line arranged along the production pipe, and a first power connector connected to the power line, which production pipe includes: an orientation profile arranged near the first power connector, and inlet openings for the flow of well fluid from the outside of the production pipe to inside the production pipe.

Et utførelseseksempel av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, utelukkende som et eksempel, og uten å begrense den inventive rammen som bestemt av patentkravene, idet det vises til tegningen, hvor Fig. la er et sideriss av en brønnforing og et produksjonsrør som er installert i en brønn, Fig. lb er et sideriss av ESP-systemet som skal plasseres i produksjonsrøret i fig. la, An embodiment of the invention will now be described, solely by way of example, and without limiting the inventive scope as determined by the patent claims, referring to the drawing, in which Fig. la is a side view of a well casing and a production pipe installed in a well, Fig. 1b is a side view of the ESP system to be placed in the production pipe in fig. let,

Fig. 2 er et sideriss av ESP-systemet anordnet i produksjonsrøret, Fig. 2 is a side view of the ESP system arranged in the production pipe,

Fig. 3 viser et skjematisk riss av ESP-systemet og produksjonsrøret under plasseringen av ESP'en, Fig. 4 er et skjematisk riss av ESP-systemet og produksjonsrøret på et senere trinn av plasseringen av ESP'en, Fig. 5 er et skjematisk riss av ESP-systemet og produksjonsrøret ved det avsluttende, tilkoblede trinn av ESP-plasseringen, og Fig. 6-8 viser et snitt fra siden gjennom samvirke- og forbindelsesdeler av ESP-systemet under plasseringen og den avsluttende forbindelsen. Fig. la viser et produksjonsrør 20 som er plassert i en brønnforing 10. Produksjonsrøret innbefatter en oppadrettet elektrisk våtkontakt 25, under et vindu 22 i produksjonsrøret 20. Produksjonsrøret har også en profil 27 over vinduet 22, og lengre opp i produksjonsrøret 20 er det anordnet en motorhylse 29 hvor produksjonsrøret 20 har en større innvendig og utvendig diameter enn i resten av produksjonsrøret. Motoren kan ha innløpsåpninger utformet som spalter 31. Fig. 3 shows a schematic diagram of the ESP system and the production pipe during the placement of the ESP, Fig. 4 is a schematic diagram of the ESP system and the production pipe at a later stage of the placement of the ESP, Fig. 5 is a schematic drawing of the ESP system and production pipe at the final connected stage of the ESP placement, and Figs. 6-8 show a side section through mating and connecting parts of the ESP system during the placement and final connection. Fig. la shows a production pipe 20 which is placed in a well casing 10. The production pipe includes an upwardly directed electric wet contact 25, below a window 22 in the production pipe 20. The production pipe also has a profile 27 above the window 22, and further up in the production pipe 20 it is arranged a motor sleeve 29 where the production pipe 20 has a larger inside and outside diameter than in the rest of the production pipe. The engine can have inlet openings designed as slits 31.

Våtkontakten 25 tilføres kraft fra overflaten, eksempelvis ved hjelp av en kraftkabel som er anordnet i ringrommet mellom produksjonsrøret 20 og foringen 30. The wet contact 25 is supplied with power from the surface, for example by means of a power cable which is arranged in the annulus between the production pipe 20 and the liner 30.

Det skal nå vises til fig. lb. ESP-anordningen 30 innbefatter en pumpe 32, en motor 34, en lang glideranordning 36, en elektrisk plugganordning 28, og en instrumenteringsanordning 40. Den lange glideranordningen 36 innbefatter en glider 41 som rager radialt ut fra glideranordningens hovedlegeme. Den elektriske plugganordningen 38 innbefatter en plugg 43, som rager radialt ut fra den elektriske plugganordningens 38 hovedlegeme. Reference should now be made to fig. lb. The ESP device 30 includes a pump 32, a motor 34, a long slider device 36, an electrical plug device 28, and an instrumentation device 40. The long slider device 36 includes a slider 41 which projects radially from the main body of the slider device. The electrical plug device 38 includes a plug 43, which projects radially from the main body of the electrical plug device 38.

Det skal nå vises til fig. 2. Under drift blir ESP-anordningen 30 plassert i produksjonsrøret 20 med en vaierledning (ikke vist) som har en standard GS-trekkverktøyprofil, slik at derved vaierledningen kan frikobles etter at ESP-anordningen er satt på plass. Om nødvendig, kan ESP-anordningen hentes ut på et senere tidspunkt. Den elektriske kontakten 44 på pluggen 43 får kontakt med den elektriske kontakten 45 på våtkoblingen 25. Reference should now be made to fig. 2. During operation, the ESP device 30 is placed in the production pipe 20 with a wireline (not shown) having a standard GS pulling tool profile, so that the wireline can be disengaged after the ESP device is installed. If necessary, the ESP device can be retrieved at a later time. The electrical contact 44 on the plug 43 makes contact with the electrical contact 45 on the wet coupling 25.

Under drift vil våtkontakten 25 levere kraft til motoren 34 via den elektriske pluggen 43. Motoren 34 driver pumpen 32, slik at brønnfluid derved trekkes opp fra under produksjonsrøret 20 i ringrommet mellom brønnforingen 10 og produksjonsrøret 20, helt til fluidet når innløpsspaltene 31, i produksjonsrøret 20 (ringrommet over brønnforingen 10 og produksjonsrøret 20 er avtettet på et sted over innløpsspaltene 31). Brønnfluid trekkes opp gjennom ringrommet mellom motoren 34 og produksjonsrøret 20, i motorhylsen 29 i produksjonsrøret, før fluidet går inn i pumpeinnløpet 37. Fluid går ut fra pumpen 32 gjennom et pumpeutløp 35, som er plassert over en avstengningspakning 33 på pumpen som avtetter pumpens 32 ytre omkrets mot produksjonsrøret 20. Brønnfluidet fortsetter så opp gjennom produksjonsrøret 20, og til overflaten. During operation, the wet contact 25 will supply power to the motor 34 via the electric plug 43. The motor 34 drives the pump 32, so that well fluid is thereby drawn up from under the production pipe 20 in the annulus between the well casing 10 and the production pipe 20, until the fluid reaches the inlet slits 31, in the production pipe 20 (the annulus above the well casing 10 and the production pipe 20 is sealed at a place above the inlet slits 31). Well fluid is drawn up through the annulus between the motor 34 and the production pipe 20, in the motor sleeve 29 in the production pipe, before the fluid enters the pump inlet 37. Fluid exits the pump 32 through a pump outlet 35, which is placed above a shut-off gasket 33 on the pump that seals the pump's 32 outer circumference towards the production pipe 20. The well fluid then continues up through the production pipe 20, and to the surface.

Fig. 3 er et bilde av sideprofilen sammen med produksjonsrøret 20, og viser også ESP-anordningen 30. Glideren 41 og pluggarmen 43 er begge radialt utkjørbare fra den lange glideranordningen 36 henholdsvis den elektriske plugganordningen 38. Gliderens 41 radiale bevegelse er utoverspent. Videre vil gliderens 41 radiale bevegelse aktivere pluggarmens radiale bevegelse. Hvordan dette skjer vil bli beskrevet nærmere nedenfor, etter en beskrivelse av den generelle våtkoblingsinstalleringen. Fig. 3 is a picture of the side profile together with the production pipe 20, and also shows the ESP device 30. The slider 41 and the plug arm 43 are both radially extendable from the long slider device 36 and the electric plug device 38, respectively. The radial movement of the slider 41 is outwardly tensioned. Furthermore, the radial movement of the slider 41 will activate the radial movement of the plug arm. How this happens will be described in more detail below, after a description of the general wet coupling installation.

Motorhylsen 29 i produksjonsrøret 20 har en traktformet profil 26 på siden av produksjonsrørveggen. Mer nøyaktig, fig. 3 viser profilen på den indre overflaten av produksjonsrøret, som om røret er utfoldet og presset flatt. Toppen av "trakt"-profilen dannes i realiteten av en ellipse som ligger med en skrå vinkel i forhold til anordningens akse, og strekker seg rundt hele omkretsen inne i produksjonsrøret 20. The motor sleeve 29 in the production pipe 20 has a funnel-shaped profile 26 on the side of the production pipe wall. More precisely, fig. 3 shows the profile of the inner surface of the production pipe as if the pipe had been unfolded and pressed flat. The top of the "funnel" profile is in reality formed by an ellipse which lies at an oblique angle to the axis of the device, and extends around the entire circumference inside the production pipe 20.

Når ESP-anordningen 30 senkes, vil glideren 41 gå til samvirke med den traktformede profilen 26. Denne traktformede profilen 26 avsmalner som en kanal 28, slik at når ESP-anordningen 30 senkes ytterligere, vil glideren 41, som samvirker med trakten uavhengig av anordningens orientering under senkingen, innrette seg selv relativt kanalen 28, slik at derved hele ESP-anordningen 30 innrettes. When the ESP device 30 is lowered, the slider 41 will interact with the funnel-shaped profile 26. This funnel-shaped profile 26 tapers like a channel 28, so that when the ESP device 30 is lowered further, the slider 41, which interacts with the funnel regardless of the device's orientation during the lowering, align itself relative to the channel 28, so that thereby the entire ESP device 30 is aligned.

En videre senking av ESP-anordningen 30, se fig. 4, medfører at glideren 41 følger profilen 27. Dette vil i sin tur aktivere pluggarmen 43 ut fra den elektriske plugganordningen 38, slik at pluggarmen vil rage gjennom vinduet 22. Glideren 41 vil så, se fig. 5, nå bunnen av profilen 27, og presses tilbake inn i den lange glideranordningen 36, under påvirkning fra profilen 27, slik at glideren 41 derved hindres i å gå opp. Samtidig vil pluggarmen 43 samvirke med våtkoblingen 25, for derved å tilføre kraft til ESP-anordningen 30. A further lowering of the ESP device 30, see fig. 4, means that the slider 41 follows the profile 27. This in turn will activate the plug arm 43 from the electric plug device 38, so that the plug arm will protrude through the window 22. The slider 41 will then, see fig. 5, reach the bottom of the profile 27, and are pressed back into the long slider device 36, under the influence of the profile 27, so that the slider 41 is thereby prevented from going up. At the same time, the plug arm 43 will interact with the wet clutch 25, thereby supplying power to the ESP device 30.

I fig. 6 ligger glideren 41 an mot ulike deler av innerveggen i produksjonsrøret 20, og profiler i produksjonsrøret. En første innvendig radius av produksjonsrøret 20, en andre innvendig radius av motorhylsen 29, trakten 26 og kanalen 28, og en tredje innvendig radius av profilen 27, er vist med de tre respektive stiplede linjene. In fig. 6, the slider 41 rests against various parts of the inner wall in the production pipe 20, and profiles in the production pipe. A first internal radius of the production pipe 20, a second internal radius of the motor sleeve 29, the funnel 26 and the channel 28, and a third internal radius of the profile 27, are shown by the three respective dashed lines.

Glideren 41 i den lange glideranordningen 36 blir presset utover påvirket av fjærer 50, men glideren har et stempel 55 som hindres i utadrettet bevegelse som følge av en stoppring 36, som i sin tur ved hjelp av skjærpinner 57 er forbundet med en fast sylinder 54 (denne faste sylinderen er fast tilknyttet den lange glideranordningen 36). Et kammer 52 mellom holderingen 56 og den faste sylinderen 54 er under atmosfæretrykk. I en slik tilstand vil glideren ikke gå ut, og ESP-anordningen 30 kan kjøres forbi brønndeler med større innvendig diameter nær overflaten. The slider 41 in the long slider device 36 is pushed outwards under the influence of springs 50, but the slider has a piston 55 which is prevented from outward movement as a result of a stop ring 36, which in turn is connected by means of shear pins 57 to a fixed cylinder 54 ( this fixed cylinder is permanently connected to the long sliding device 36). A chamber 52 between the retaining ring 56 and the fixed cylinder 54 is under atmospheric pressure. In such a state, the slide will not go out, and the ESP device 30 can be driven past well parts with a larger internal diameter near the surface.

Når ESP-anordningen 30 senkes i brønnen, vil den lange glideranordningen 36 være åpen mot brønnomgivelsene, og det hydrostatiske trykket vil øke. På et tilstrekkelig dyp (når eksempelvis det hydrostatiske trykket når 1000 psi), vil det ligge en tilstrekkelig kraft på holderingen 56 mellom det hydrostatiske trykket og atmosfæretrykket i kammeret 52, slik at ringen 56 derved vil bryte skjærpinnene 57, og presses radialt utover, med komprimering av kammeret 52. Stempelet 55 i glideren 41 vil nå ikke lenger være hindret av holderingen 56, og glideren 51 kan derfor nå fritt bevege seg radialt utover helt til bevegelsen stoppes av innerveggen i den delen av brønnen som nå er nådd (eller helt benene 62, 63 på glideren 41 går mot huset til anordningen 36), slik det er vist i fig. 8 og 9. When the ESP device 30 is lowered into the well, the long slide device 36 will be open to the well surroundings, and the hydrostatic pressure will increase. At a sufficient depth (when, for example, the hydrostatic pressure reaches 1000 psi), there will be a sufficient force on the retaining ring 56 between the hydrostatic pressure and the atmospheric pressure in the chamber 52, so that the ring 56 will thereby break the shear pins 57, and is pushed radially outwards, with compression of the chamber 52. The piston 55 in the slider 41 will now no longer be obstructed by the retaining ring 56, and the slider 51 can therefore now freely move radially outward until the movement is stopped by the inner wall in the part of the well that has now been reached (or completely the legs 62, 63 on the slider 41 goes towards the housing of the device 36), as shown in fig. 8 and 9.

Som vist i fig. 6, presses også pluggarmen 43 radialt utover under påvirkning av en fjær 60. Pluggen hindres imidlertid av en frigjøringspinne 64, som samvirker med en spalte 66 på pluggarmen 43. Denne frigjøringspinnen 64 presses oppover av en fjær 65. Når glideren 41 fremdeles befinner seg i en ikke-plassert stilling, vil et nedragende ben 62 gå mot frigjøringspinnen 64, slik at frigjøringspinnen derved forblir i samvirke med pluggarmen 43. As shown in fig. 6, the plug arm 43 is also pushed radially outwards under the influence of a spring 60. The plug is, however, prevented by a release pin 64, which cooperates with a slot 66 on the plug arm 43. This release pin 64 is pushed upwards by a spring 65. When the slider 41 is still in a non-placed position, a downward leg 62 will move against the release pin 64, so that the release pin thereby remains in cooperation with the plug arm 43.

Når glideren 41, se fig. 7 og 8, beveger seg radialt utover, og inn i profilen 27, vil benet 62 bevege seg tilstrekkelig til å tillate at frigjøringspinnen 66 beveger seg oppover. Derved frigjøres pluggarmen 43, slik at fjæren 60 kan skyve pluggarmen radialt utover helt til den stopper ved at holdeknastene 72 går mot huset til plugganordningen 38, eller går mot en profil i produksjonsrøret 20 eller i foringen 10. Uansett hvilken metodikk som brukes for å begrense pluggarmen 43 når den er frigjort, blir den forskjøvet en på forhånd bestemt strekning gjennom vinduet 22, slik at kontakten 44 på pluggarmen 43 derved blir innrettet i forhold til kontakten 45 på våtkoblingen 25. Når ESP-anordningen senkes, vil pluggarmen 43 og våtkontakten 25 få innbyrdes samvirke, slik at det tilveiebringes en elektrisk forbindelse. When the slider 41, see fig. 7 and 8, moves radially outward, and into profile 27, leg 62 will move sufficiently to allow release pin 66 to move upward. Thereby, the plug arm 43 is released, so that the spring 60 can push the plug arm radially outwards until it stops by the retaining lugs 72 going towards the housing of the plug device 38, or going towards a profile in the production pipe 20 or in the liner 10. Regardless of which methodology is used to limit the plug arm 43, when released, is moved a predetermined distance through the window 22, so that the contact 44 on the plug arm 43 is thereby aligned with the contact 45 on the wet coupling 25. When the ESP device is lowered, the plug arm 43 and the wet contact 25 few cooperate, so that an electrical connection is provided.

Etter at frigjøringspinnen 64 har frigjort seg fra pluggarmen 43, vil den ligge på den ene siden av gliderens 41 ben 62, idet en skulderdel av pinnen 65 går mot benet 62. Frigjøringspinnen hindrer imidlertid ikke glideren 41, og glideren kan således fritt bevege seg radialt innover dersom rørprofilen skulle skyve glideren tilbake inn i anordningen 36. After the release pin 64 has freed itself from the plug arm 43, it will lie on one side of the leg 62 of the slider 41, with a shoulder part of the pin 65 going towards the leg 62. However, the release pin does not obstruct the slider 41, and the slider can thus freely move radially inwards if the pipe profile were to push the slider back into the device 36.

ESP-anordningen kan fjernes ved å bruke et fiskeverktøy som forbindes med en GS-profil over pumpen 32 (ikke vist). Når ESP-anordningen trekkes opp gjennom produksjonsrøret, blir glideren 41 og pluggarmen 34 skjøvet radialt innover i anordningen 36, henholdsvis anordningen 38, under påvirkning av innerveggen i den delen av røret hvor disse komponentene befinner seg, slik at ESP-anordningen derved kan bevege seg fritt. The ESP device can be removed using a fishing tool that connects to a GS profile above the pump 32 (not shown). When the ESP device is pulled up through the production pipe, the slider 41 and the plug arm 34 are pushed radially inward into the device 36, respectively the device 38, under the influence of the inner wall in the part of the pipe where these components are located, so that the ESP device can thereby move freely.

Oppsummert, i en utførelse innbefatter et produksjonsrør en kraftledning som ender i en første kraftkonnektor, og en orienteringsprofil som er anordnet i nærheten av den første kraftkonnektoren. En kraftdrevet innretning som har en andre kraftkonnektor og et radialt utragende orienteringsmiddel, senkes ned i produksjonsrøret, slik at orienteringsmidlet derved blir presset radialt utover til samvirke med orienteringsprofilen med orientering av innretningen, slik at de første og andre kraftkonnektorene derved vil bringes til samvirke, for på den måten å forbinde den kraftdrevne innretningen med kraftledningen på en automatisk måte. In summary, in one embodiment, a production pipe includes a power line terminating in a first power connector, and an orientation profile disposed near the first power connector. A power-driven device which has a second power connector and a radially projecting orientation means is lowered into the production pipe, so that the orientation means is thereby pushed radially outwards to cooperate with the orientation profile with orientation of the device, so that the first and second power connectors will thereby be brought into cooperation, for in such a way as to connect the power-driven device with the power line in an automatic manner.

Innenfor rammen av patentkravene kan det tenkes mange mulige utførelser. Within the scope of the patent claims, many possible designs can be imagined.

Claims

1. System for installing an electrically powered device (30) downhole in a well, including: a power line arranged along a production pipe (20), and terminated with a first power connector (25), the production pipe having a first portion and an orientation profile (26 , 27, 28), the first part having a first internal radius and the orientation profile is arranged under the first part in the vicinity of the first power connector (25), and a power-driven device (30) including a second power connector (43), and a projecting orientation means (41); wherein each of the second power connector and the projecting orienting means is movable radially outwardly from the power driven device, which projecting orienting means (41) is arranged to cooperate with the orientation profile (26, 27, 28) for orienting the power-driven device when the power-driven device is lowered into the production pipe, the production pipe being arranged to accommodate radial outward movement of the projecting orientation means beyond the internal radius, when the projecting orientation means is in cooperation with the orientation profile, characterized in that the power driven device (30) includes a first restraint means (64), and the first restraint means (64) generally restrains the second power connector (43) from radially outward movement, and the first restraint means (64) is operable by radially outward movement of the projecting orienting means (41) beyond the inner radius to release the second power connector means (43) for radial movement outward to a projecting position where the second power connector means (43) can be brought into engagement with the and the power connector means (25) to connect the power driven device to the power line.

2. System according to claim 1, characterized in that the protruding orienting means (41) is prevented from extending by a second restraining means (56) in the power-driven device, which second restraining means is operable upon exposure to a predetermined hydrostatic pressure to release the protruding orienting means.

3. System according to one of the preceding claims, characterized in that the power-driven device (30) is a submersible pump (32) and an electric motor (34).

4. System according to one of the preceding claims, characterized in that the production pipe (20) includes inlet openings (31) for the flow of well fluid from the outside of the production pipe and into the production pipe.

5. System according to claim 4, characterized in that the production pipe (20) above the inlet openings (31) and below the first part has a second internal radius (29) which is greater than the first internal radius.

6. System according to one of the preceding claims, characterized in that the projecting orientation means (41) is arranged to be pulled radially inwards when the first power connector (25) is brought into cooperation with the second power connector (43).