NO340093B1 - ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP - Google Patents

ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP Download PDF

Info

Publication number
NO340093B1
NO340093B1 NO20151708A NO20151708A NO340093B1 NO 340093 B1 NO340093 B1 NO 340093B1 NO 20151708 A NO20151708 A NO 20151708A NO 20151708 A NO20151708 A NO 20151708A NO 340093 B1 NO340093 B1 NO 340093B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
esp
arrangement
connector
underwater
production
Prior art date
Application number
NO20151708A
Other languages
Norwegian (no)
Other versions
NO20151708A1 (en
Inventor
Gunder Homstvedt
Rikhard Bjørgum
Martin Pedersen
Original Assignee
Aker Solutions As
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Aker Solutions As filed Critical Aker Solutions As
Priority to NO20151708A priority Critical patent/NO340093B1/en
Publication of NO20151708A1 publication Critical patent/NO20151708A1/en
Publication of NO340093B1 publication Critical patent/NO340093B1/en

Links

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00Pumping installations or systems
    • F04D13/02Units comprising pumps and their driving means
    • F04D13/06Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
    • F04D13/08Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04BPOSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B17/00Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors
    • F04B17/03Pumps characterised by combination with, or adaptation to, specific driving engines or motors driven by electric motors
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04BPOSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B23/00Pumping installations or systems
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04BPOSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
    • F04B47/00Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
    • F04B47/06Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Inorganic Insulating Materials (AREA)
  • Saccharide Compounds (AREA)
  • Lining And Supports For Tunnels (AREA)

Description

ROBUST OG ENKEL INSTALLERBAR UNDERSJØISK ESP. ROBUST AND EASY TO INSTALL UNDERWATER ESP.

Oppfinnelsen område The invention area

Foreliggende oppfinnelse vedrører undersjøisk tilkobling (tie in), undersjøisk produksjon og undersjøisk trykkforsterkning, av hydrokarboner eller andre strømmer som håndteres innen petroleumsindustrien. Mer spesielt beskriver oppfinnelsen et undersjøisk horisontalt ESP system som er robust og enkelt å installere, bytte ut og hente opp, uten lekkasjer til miljøet og uten å overskride den strukturelle kapasiteten til eksisterende undersjøisk struktur. The present invention relates to undersea connection (tie in), undersea production and undersea pressure boosting, of hydrocarbons or other flows handled within the petroleum industry. More specifically, the invention describes a subsea horizontal ESP system that is robust and easy to install, replace and retrieve, without leaks to the environment and without exceeding the structural capacity of existing subsea structures.

Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention

Det foreligger et behov for en rekke forskjellige undervanns pumper for forskjellige anvendelsesområder. Tradisjonelle undervanns trykkforsterkningspumper er typisk designet for å håndtere relativt store strømningsrater og behov for høy trykkforsterkning. Omfattende overvåknings - og manifoldarrangement vil også gjøre slike installasjoner komplekse og kostbare å fremstille og installere. There is a need for a number of different submersible pumps for different areas of application. Traditional subsea booster pumps are typically designed to handle relatively large flow rates and the need for high pressure boosters. Extensive monitoring and manifold arrangements will also make such installations complex and expensive to manufacture and install.

I tilfeller hvor det er et behov for å trykkforsterke små strømningsrater, fra en enkelt brønn eller noen få brønner, har det vært gjort forskjellige forsøkt på å anvende nedihullspumper - såkalte elektriske, nedsenkede pumper (ESP - electric submerged pumps) - på havbunnen. Slike pumper har en utbredt anvendelse for kunstig løft fra brønner ved å være plassert nede i brønnhullet. Disse pumpene blir drevet av en elektrisk motor som blir tilført strøm gjennom en kabel som er klemt til produksjonsrøret. Dette er utviklede maskiner med omfattende resultater. Siden de er ment å plassere i et trangt brønnhull, er de typisk lange og smale. Lengden kan være opp til 40 meter og den totale installerte kraften kan være over 1 MW. In cases where there is a need to boost pressure at small flow rates, from a single well or a few wells, various attempts have been made to use downhole pumps - so-called electric submerged pumps (ESP - electric submerged pumps) - on the seabed. Such pumps are widely used for artificial lifting from wells by being placed down in the wellbore. These pumps are driven by an electric motor which is supplied with power through a cable clamped to the production pipe. These are developed machines with extensive results. Since they are intended to be placed in a narrow wellbore, they are typically long and narrow. The length can be up to 40 meters and the total installed power can be over 1 MW.

Et arrangement ved plassering av slike ESPer på havbunnen er beskrevet i US patent nr. 7.565.932 «Subsea flowline jumper containing ESP» fra Baker Hughes Inc. Patentet beskriker det grunnleggende konseptet med å installere en ESP i den horisontale seksjonen av et produksjonsforbindelsesledning (flowline jumper). Slike borestrømningsrør blir typisk brukt for å forbinde forskjellige enheter i et undersjøisk produksjonssystem med vertikale konnektorer i hver ende. Ved å bytte ut den horisontale rørseksjonen til en slik borestang med en forstørret seksjon inneholdende en ESP, erholdes det en enkel installasjon. An arrangement for placing such ESPs on the seabed is described in US patent no. 7,565,932 "Subsea flowline jumper containing ESP" from Baker Hughes Inc. The patent describes the basic concept of installing an ESP in the horizontal section of a production connection line (flowline jumper). Such drilling flow pipes are typically used to connect different units in a subsea production system with vertical connectors at each end. By replacing the horizontal pipe section of such a drill rod with an enlarged section containing an ESP, a simple installation is obtained.

Et annet arrangement er beskrevet i US patent nr. 8.500.419 «Subsea pumping system with interchangeable pumping units» fra Schlumberger. Dette patentet beskriver et lignende arrangement av en eller flere ESPer i undervanns, horisontale rørseksjoner. Dette patentet beskriver en pumpemodul innbefattende en eller flere pumpeenheter på en skliramme. To eller flere pumpeenheter kan være operasjonelt forbundet i serie eller parallell. Hver av pumpeenhetene, som hver kan ha elektriske drevne pumper (ESPer) sammensatt til en rørformet seksjon, kan hentes opp individuelt. På pumperammen er det et antall med ytterligere undersystemer: regulator, sensor, rørkobling, hydrauliske og elektriske koblinger, isolasjonsventiler for monteringene og minst en fluid by-pass ventil. Another arrangement is described in US patent no. 8,500,419 "Subsea pumping system with interchangeable pumping units" from Schlumberger. This patent describes a similar arrangement of one or more ESPs in underwater horizontal pipe sections. This patent describes a pump module including one or more pump units on a sliding frame. Two or more pump units may be operationally connected in series or parallel. Each of the pump units, each of which may have electrically driven pumps (ESPs) assembled into a tubular section, can be retrieved individually. On the pump frame there are a number of additional subsystems: regulator, sensor, pipe coupling, hydraulic and electrical couplings, isolation valves for the assemblies and at least one fluid by-pass valve.

US patent nr. 8.083.501 «Subsea pumping system including a skid with mateable electric and hydraulic connections" fra Schlumberger, beskriver en mer generalisert versjon av systemet beskrevet I US 8.500.419. De to patentene er inngitt på samme dato. Dette patentet har det samme arrangementet som US 8.500.419, men beskriver en komplett horisontal pumpemodul inneholdende en sentrifugalpumpe drevet av en elektrisk motor. Beskrivelsen kan denne ESPer eller andre elektrisk drevne horisontale pumper - sammensatt i et trykksatt hus. US patent no. 8,083,501 "Subsea pumping system including a skid with mateable electric and hydraulic connections" from Schlumberger, describes a more generalized version of the system described in US 8,500,419. The two patents were filed on the same date. This patent has the same arrangement as US 8,500,419, but describes a complete horizontal pump module containing a centrifugal pump driven by an electric motor.The description may this ESPs or other electrically driven horizontal pumps - assembled in a pressurized housing.

Pumper som er lange og slanke på grunn av sitt påtenkte anvendelsesområde i et brønnhull, er ikke ideelle for undersjøisk bruk. Undervanns applikasjoner har not plass for andre arrangementer. Typiske undervanns pumper er derfor mer kompakte og typisk anordnet for vertikal installasjon og opphenting. Pumpen er typisk montert på et strømningsfundament som har et enkelt manifoldarrangement for å lede strømningen inn og ut av pumpen samt tillate by-pass i tilfelle pumpestans. US patentene 8.500.419 og 8.083.501, nevnt over, har dette typiske arrangementet med pumpen montert på et fundament. Slike fundamenter er kostbare både å produsere og installere. Pumpene er også anordnet i en konstruksjon som medfører ytterligere vekt og kostnader. Slike arrangementer forkaster hovedmotivasjonen og driverne, beskrevet over, for å installere ESPer på havbunnen. Pumps that are long and slender due to their intended application in a wellbore are not ideal for subsea use. Underwater applications have no room for other events. Typical submersible pumps are therefore more compact and typically arranged for vertical installation and retrieval. The pump is typically mounted on a flow foundation that has a simple manifold arrangement to direct the flow into and out of the pump as well as allow by-pass in the event of pump stoppage. US patents 8,500,419 and 8,083,501, mentioned above, have this typical arrangement with the pump mounted on a foundation. Such foundations are expensive both to produce and to install. The pumps are also arranged in a construction which entails additional weight and costs. Such arrangements negate the main motivation and drivers, described above, for installing ESPs on the seabed.

Motivasjonen/driverne for å anvende ESPer på havbunnen, på tross av sin form er følgende: The motivation/drivers for using ESPs on the seabed, despite their form, are the following:

- Gjennomprøvd ved utstrakt bruk i utfordrende miljø, - Tested through extensive use in a challenging environment,

- Enkel - trenger kun tilførsel av elektrisk strøm for å virke, - Simple - only needs a supply of electrical current to work,

- Rimeligere enn sammenlignbare undervanns pumper, - More affordable than comparable submersible pumps,

- Undersjøisk tillater bruk av kortere pumper med større diameter, som går med lavere hastighet enn nedihullsversjoner - øker potensielt påliteligheten, - Kapasiteten kan økes ved parallellarrangement (på grunn av mer tilgjengelig plass på havbunnen), - Subsea allows the use of shorter, larger diameter pumps, which run at a lower speed than downhole versions - potentially increases reliability, - Capacity can be increased by parallel arrangement (due to more available space on the seabed),

- Økt trykkforsterkningsevne kan erholdes ved serielt arrangement. - Increased pressure amplification capability can be obtained by serial arrangement.

For å oppnå fordelene antydet over, har arrangementet beskrevet i US patent 7.565.9352 mer potensiale enn det som er beskrevet i de andre, nevnte patentene. Dette arrangementet vil imidlertid lide av følgende begrensninger med hensyn til pålitelighet, robusthet og installerbarhet: - Vekten øker på grunn av den større horisontale seksjonen og den installerte ESPen vil gi ytterligere belastning på konnektorene i hver ende, muligens utover det de er ment å ta opp. - Fare for bøying av røret inneholdende ESPen på grunn av den økte vekten og/eller skjev innstilling. Termiske effekter på grunn av oppvarming fra det produserte fluidet kan også resultere i dimensjonsendring og bøying. Slik bøying eller siging av røret inneholdende ESPen kan utfordre den rotordynamiske stabiliteten til ESP motor-pumpe sammenstillingen. ESP-akselen er lang (typisk > 20 meter) og bøying vil resultere i økte vibrasjoner og redusert levetid. - Økt ESP-rørveggtykkelse for å unngå bøying vil øke den vertikale belastningen ytterligere og er ikke en god løsning. To achieve the advantages indicated above, the arrangement described in US patent 7,565,9352 has more potential than that described in the other mentioned patents. However, this arrangement will suffer from the following limitations in terms of reliability, robustness and installability: - Weight increases due to the larger horizontal section and the installed ESP will place additional strain on the connectors at each end, possibly beyond what they are intended to accommodate . - Risk of bending of the pipe containing the ESP due to the increased weight and/or crooked setting. Thermal effects due to heating from the produced fluid can also result in dimensional change and bending. Such bending or sagging of the pipe containing the ESP can challenge the rotordynamic stability of the ESP motor-pump assembly. The ESP shaft is long (typically > 20 metres) and bending will result in increased vibrations and reduced service life. - Increased ESP pipe wall thickness to avoid bending will further increase the vertical load and is not a good solution.

- Arrangementet muliggjør ikke strømnings-bypass. - The arrangement does not enable flow bypass.

- Arrangementet inkluderer ikke muligheten for parallelle eller serielle arrangementer av to eller flere ESPer. - Et typisk produksjonsforbindelseslednings-(jumper)arrangement har ikke isolasjonsventiler siden de ikke ment å hentes opp etter når de første er installert. Når det er installert en ESP i den horisontale seksjonen, er det av avgjørende betydning med enkel opphenting og installasjon uten søl av hydrokarboner til sjø. - The arrangement does not include the possibility of parallel or serial arrangements of two or more ESPs. - A typical production connecting line (jumper) arrangement does not have isolation valves since they are not meant to be picked up after they are first installed. When an ESP is installed in the horizontal section, easy retrieval and installation without spillage of hydrocarbons to sea is of crucial importance.

Ytterligere relevant teknikk finnes beskrevet i patentpublikasjonene US 5417553 A, US 5203682 A og US 2010/119382 A1. Avstivningsarrangement omfattende en fagverkskonstruksjon, kombinert med konnektor eller konnektor adapter med isolasjonsventil i hver ende er ikke beskrevet i noen av de ovennevnte publikasjoner. Further relevant technology is described in the patent publications US 5417553 A, US 5203682 A and US 2010/119382 A1. Bracing arrangement comprising a truss construction, combined with connector or connector adapter with isolation valve at each end is not described in any of the above publications.

Oppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention

Robust og lett installerbart horisontal undervanns ESP (electrical submersible pump - elektrisk nedsenkbar pumpe) system, anordnet i en horisontal produksjonsforbindelsesledning, hvilket system innbefatter arrangementer for løfting og en konnektor i hver ende, særpreget ved at systemet videre omfatter: et avstivningsarrangement, som sikrer en rett ESP aksel hele tiden under løfting, installasjon og drift, hvorved avstivningsarrangementet omfatter en fagverkskonstruksjon, Robust and easily installable horizontal underwater ESP (electrical submersible pump) system, arranged in a horizontal production connecting line, which system includes arrangements for lifting and a connector at each end, characterized in that the system further includes: a bracing arrangement, which ensures a straight ESP axle at all times during lifting, installation and operation, whereby the bracing arrangement comprises a truss construction,

et arrangement for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilket systemet er tilkoblet under drift og også andre tilstedeværende undervannskonstruksjoner, og an arrangement to limit or eliminate the stress on underwater connectors to which the system is connected during operation and also other underwater structures present, and

hver konnektor eller konnektor adapter innbefatter en isolasjonsventil, for å muliggjøre miljøvennlig installasjon, utbytting og opphenting av systemet. each connector or connector adapter includes an isolation valve, to enable environmentally friendly installation, replacement and retrieval of the system.

Fortrinnsvis innbefatter arrangementet for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilke Preferably includes the arrangement to limit or eliminate the stress on underwater connectors to which

produksjonsforbindelsesledningen er tilkoblet under drift og også på eksisterende undersjøisk struktur, oppdriftselementer, særlig oppdriftselementer basert på syntaktisk skum, fortrinnsvis med en levetid og total oppdrift til å the production connecting line is connected during operation and also to the existing subsea structure, buoyancy elements, in particular buoyancy elements based on syntactic foam, preferably with a lifetime and total buoyancy to

kompensere for den økte vekten til systemet sammenlignet med en tradisjonell produksjonsforbindelsesledning. compensating for the increased weight of the system compared to a traditional production connecting wire.

Systemet i henhold til oppfinnelsen gir en forbedret levetid for EPS ved å eliminere den økte vekten av ESPen fortrinnsvis med oppdriftselementene samt sikre rettheten til ESP-røret ved å inkludere en avstivingskonstruksjon/arrangement, som eliminerer vekten og kostnader ved å fremstille en pumperamme og sikre pålitelig vertikal forbindelse og isolasjonstrekk. The system according to the invention provides an improved lifetime of the EPS by eliminating the increased weight of the ESP preferably with the buoyancy elements as well as ensuring the straightness of the ESP tube by including a bracing structure/arrangement, which eliminates the weight and cost of manufacturing a pump frame and ensures reliable vertical connection and insulation layer.

Systemet i henhold til oppfinnelsen tilveiebringer en forbedret versjon av en undersjøisk installer ESP basert på det grunnleggende konseptet i ref. 1 ved å håndtere tre hovedproblemer: - Den økte vekten av den installerte ESPen vil gi ytterligere belastning på konnektorstøttene i hver ende av produksjonsforbindelsesledningen. - Faren for bøying av røret inneholdende ESPen (på grunn av den økte vekte) og derved utfordre den rotor-dynamiske stabiliteten til ESP motor-pumpe sammenstillingen. - Det opprinnelige, permanent installerte konnektorknutepunktet vil typisk mangel isolasjonsventiler som kan inneholde hydrokarboner under installasjon og opphenting. Slike modifikasjoner kan ikke gjøres på de permanent installerte konnektorknutepunktene. The system according to the invention provides an improved version of a subsea installer ESP based on the basic concept of ref. 1 by dealing with three main problems: - The increased weight of the installed ESP will put additional stress on the connector supports at each end of the production connecting line. - The danger of bending the pipe containing the ESP (due to the increased weight) and thereby challenging the rotor-dynamic stability of the ESP motor-pump assembly. - The original, permanently installed connector hub will typically lack isolation valves that may contain hydrocarbons during installation and retrieval. Such modifications cannot be made to the permanently installed connector hubs.

Pumpemodulen i ref. 2 (rør inneholdende en ESP-type pumpeenhet) og pumpemodulen i ref. 3 (en mer generalisert pumpeenhet) er montert på et fundament. Dette representerer en ytterligere kompleksitet, vekt og kostnader. Dette kan unngås med den foreslått produksjonsforbindelsesledningsmonterte ESPen siden produksjonsforbindelsesledningsløsningen anvender eksisterende fundamenter ved tilkoblingspunktene. The pump module in ref. 2 (pipe containing an ESP-type pump unit) and the pump module in ref. 3 (a more generalized pump unit) are mounted on a foundation. This represents additional complexity, weight and cost. This can be avoided with the proposed production tie-line mounted ESP since the production tie-line solution uses existing foundations at the connection points.

1) US patent 7.565.932 «Subsea flowline jumper containing ESP» fra Baker Hughes Inc. beskriver det grunnleggende konseptet med å installer en ESP i den horisontale delen av en produksjonsforbindelsesledning. Slike produksjonsforbindelsesledninger blir typisk brukt til å forbinde forskjellige enheter i et undersjøisk produksjonssystem med vertikale konnektorer i hver ende. Ved å bytte ut den horisontale rørseksjonen til en slik forbindelsesledning med en forstørret seksjon inneholdende en ESP, kan det oppnås en enklere installasjon. 2) US patent 8.500.419 «Subsea pumping system with interchangeable pumping units» fra Schlumberger beskriver et lignende arrangement med en eller flere ESPer i undervanns, horisontale rørseksjoner. Dette patentet beskriver en pumpemodul inneholdende en eller flere pumpeenheter på en ramme. To eller flere pumpeenheter kan være operasjonelt sammenkoblet i parallell eller serie. Hver av pumpeenhetene, som hver har elektrisk drevne pumper (ESPer) sammenstilt i en rørseksjon, kan hentes opp individuelt. Pumperammen inneholder en rekke ytterligere subsystem4er: regulator, sensor, rørmontering, hydrauliske og elektriske koblinger, isolasjonsventiler for rammene og minst en fluid by-pass ventil. 3) US patent 8.083.501 «Subsea pumping system including a skid with mateable electrical and hydraulic connections» fra Schlumberger, beskriver en mer generalisert versjon av systemet beskrevet i US 8.500.419. De to patentene er inngitt samme dag. Dette patentet har det samme arrangementet som US 8.500.419, men beskriver en komplett horisontal pumpemodul, inneholdende en sentrifugalpumpe som drives av en elektrisk motor. Beskrivelsen kan dekke ESPer og andre elektrisk drevne horisontale pumper - satt sammen i et trykksatt hus. 1) US patent 7,565,932 "Subsea flowline jumper containing ESP" from Baker Hughes Inc. describes the basic concept of installing an ESP in the horizontal section of a production connecting line. Such production connecting lines are typically used to connect different units in a subsea production system with vertical connectors at each end. By replacing the horizontal pipe section of such a connecting line with an enlarged section containing an ESP, a simpler installation can be achieved. 2) US patent 8,500,419 "Subsea pumping system with interchangeable pumping units" from Schlumberger describes a similar arrangement with one or more ESPs in underwater, horizontal pipe sections. This patent describes a pump module containing one or more pump units on a frame. Two or more pump units may be operationally connected in parallel or series. Each of the pump units, each of which has electrically driven pumps (ESPs) assembled in a pipe section, can be retrieved individually. The pump frame contains a number of additional subsystems: regulator, sensor, pipe assembly, hydraulic and electrical connections, isolation valves for the frames and at least one fluid by-pass valve. 3) US patent 8,083,501 "Subsea pumping system including a skid with mateable electrical and hydraulic connections" from Schlumberger, describes a more generalized version of the system described in US 8,500,419. The two patents were filed on the same day. This patent has the same arrangement as US 8,500,419, but describes a complete horizontal pump module, containing a centrifugal pump driven by an electric motor. The description may cover ESPs and other electrically driven horizontal pumps - assembled in a pressurized housing.

Systemet i henhold til oppfinnelsen er lett i vekt, enkelt å installere med minimalt ekstra utstyr for å etablere en trykkforsterkningsstasjon. The system according to the invention is light in weight, easy to install with minimal additional equipment to establish a pressure boosting station.

Figurer Figures

Figurene 1 til 12 viser ulike utførelser av og trekk ved systemet ifølge oppfinnelsen. Figures 1 to 12 show various designs and features of the system according to the invention.

Detaljert beskrivelse Detailed description

Begrensningene med teknikkens stand blir avhjulpet med en eller flere av de følgende endringer i henhold til foreliggende oppfinnelse: - For å unngå ytterligere vektbelastning på landingskonstruksjonene og vertikale konnektorer utover den initielle belastningen på disse konnektorene, er det innbefattet oppdriftselementer for å kompensere for den økte vekten på grunn av ESPen og det større røret som inneholder denne. - Vekten til produksjonsforbindelsesledningen er forskjellig i luft og nedsenket i vann. Derfor vil det også bli anordnet et avstivningsarrangement og et passende løftearrangement for å sikre et rett rør under løfting slik at røret inneholdende ESPen vil få minimalt med bøyning under løfting, installasjon og i den landede, driftsposisjonen. Lange pumper, typisk som ESP typen, skal fortrinnsvis bli drevet av en rett aksel. Den rotor-dynamiske oppførselen til denne lange akselen som går gjennom motoren, kompensatoren og pumpen, må typisk være så hensiktsmessig som mulig. Minimalisering av oscillasjoner og vibrasjoner til minimalisere slitasje på lagre og tetninger og sikre en lang levetid. Slik akselretthet vil kunne erholdes med et avstivningsarrangement på ESP-røret. - Den vertikal konnektorutformingen i hver ende av produksjonsforbindelsesledningen, typisk preinstallert ved et modifikasjonsarrangement, vil være forskjellig fra leverandør til leverandør. I tilfeller hvor en slik produksjonsforbindelsesledning-ESP-installasjon skal ettermonteres på eksisterende produksjonssystemer, er det av avgjørende betydning å ha et arrangement som kan anpasses til slike konnektorer. Det blir innført et konnektoradapter som i den nedre enden passer med den eksisterende konnektoren og den øvre enden passer med en standardisert konnektorprofil. Et slikt adapter vil typisk være et komplett konnektorhus som blir permanent plassert på det eksisterende konnektorknutepunktet og terminert ved den øvre enden med det standardiserte vertikale konnektorknutepunktet. Et slikt konnektoradapter har følgende ytterligere trekk: o Isolasjonsventil: isolasjon av de innenbords og utenbords rørledningsendene er av avgjørende betydning for å holde tilbake hydrokarboner fra å lekke ut til omgivelsene når produksjonsforbindelsesledningen hentes opp. Slike isolasjonsventiler er innbefattet i det vertikale konnektoradapterhuset for å minimalisere vekt og størrelse. En slik ventil blir typisk operert med en ROV (Remote Operated Vehicle). Konnektoradapter versjon 1 har et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil og et øvre, konnektorknutepunkt. The limitations of the state of the art are remedied by one or more of the following changes according to the present invention: - In order to avoid additional weight loading on the landing structures and vertical connectors beyond the initial load on these connectors, buoyancy elements are included to compensate for the increased weight because of the ESP and the larger pipe that contains it. - The weight of the production connection line is different in air and immersed in water. Therefore, a bracing arrangement and a suitable lifting arrangement will also be provided to ensure a straight pipe during lifting so that the pipe containing the ESP will have minimal bending during lifting, installation and in the landed, operating position. Long pumps, typically such as the ESP type, should preferably be driven by a straight shaft. The rotor-dynamic behavior of this long shaft passing through the motor, compensator and pump typically needs to be as appropriate as possible. Minimization of oscillations and vibrations to minimize wear on bearings and seals and ensure a long service life. Such axle straightness can be obtained with a bracing arrangement on the ESP pipe. - The vertical connector design at each end of the production connecting wire, typically pre-installed in a modification arrangement, will differ from supplier to supplier. In cases where such a production connection wire ESP installation is to be retrofitted to existing production systems, it is of crucial importance to have an arrangement that can be adapted to such connectors. A connector adapter is introduced, the lower end of which fits with the existing connector and the upper end of which fits with a standardized connector profile. Such an adapter will typically be a complete connector housing that is permanently placed on the existing connector hub and terminated at the upper end with the standardized vertical connector hub. Such a connector adapter has the following additional features: o Isolation valve: isolation of the inboard and outboard pipeline ends is critical to contain hydrocarbons from leaking to the environment when the production connection line is retrieved. Such isolation valves are incorporated into the vertical connector adapter housing to minimize weight and size. Such a valve is typically operated with an ROV (Remote Operated Vehicle). Connector adapter version 1 has a lower connector housing that mates with the original hub, an isolation valve and an upper connector hub.

o For å muliggjøre økt kapasitet, kan det erholdes parallelt arrangement med to rør inneholdende en ESP hver, med konnektoradapter versjon 2. Slike versjon 2 konnektoradaptere vil ha et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil, en Y-forgrening og to øvre konnektorknutepunkt forbundet med de to utløpene fra Y-forgreningen. o To enable increased capacity, a parallel arrangement can be obtained with two pipes containing one ESP each, with connector adapter version 2. Such version 2 connector adapters will have a lower connector housing that fits with the original junction, an isolation valve, a Y-branch and two upper connector node connected to the two outlets from the Y branch.

o For å muliggjøre økt trykkforsterkningsevne, kan to ESPer være anordnet i serie. Dette kan anordnes ved å bruke konnektoradapter versjon 3. Denne versjon 3 av konnektoradapteret vil ha et nedre konnektorhus som passer med det opprinnelige knutepunktet, en isolasjonsventil, et øvre konnektorknutepunkt forbundet med isolasjonsventilen og to konnektorknutepunkt som er flytende forbundet med hverandre og strukturelt forbundet med isolasjonsventilen. o To enable increased pressure amplification capability, two ESPs can be arranged in series. This can be arranged using connector adapter version 3. This version 3 of the connector adapter will have a lower connector housing that mates with the original hub, an isolation valve, an upper connector hub connected to the isolation valve and two connector hubs that are fluidly connected to each other and structurally connected to the isolation valve .

o Strømnings bypass kan erholdes ved å ha et parallelt rør anordnet på konnektoradapter versjon 2 med en ventil. Ventilen kan være fjernstyrt enten elektrisk eller hydraulisk fra produksjonsverktøysystemet. Ventilen kan være elektrisk operert o Flow bypass can be obtained by having a parallel pipe arranged on connector adapter version 2 with a valve. The valve can be remotely controlled either electrically or hydraulically from the production tooling system. The valve can be electrically operated

med den elektriske strømtilførselen til ESPen slik at når ESPen går, vil ventilen lukke. with the electrical power supply to the ESP so that when the ESP runs, the valve will close.

Oppdriftselementene og avstivningsanordningen kan være kombinert i etfagverk som sikrer stivhet og vil holde oppdriftselementene festet til røret som inneholder ESPen. Illustrasjon på Figur 3. The buoyancy elements and the bracing device can be combined in a single truss which ensures rigidity and will keep the buoyancy elements attached to the tube containing the ESP. Illustration in Figure 3.

Denne utførelsesformen kan ha plass til mer enn en ESP på følgende måte og for følgende funksjoner: - En av de langsgående bjelkene kan være erstattet med et rør som bruke for strømnings-bypass. En fjernoperert ventil vil måtte inkluderes i dette røret. Konnektoradapter ver. 2 må i slike tilfeller bli brukt i hver ende. - Det samme arrangementet med å erstattet en av de langsgående bjelkene med et rør kan brukes for å huse en andre ESP. Parallell drift av de to ESPene vil muliggjøre økt pumpekapasitet. Konnektoradapter ver. 2 må i slike tilfeller brukes i hver ende. - Erstatning av to av de langsgående bjelkene med fluidførende rør kan brukes for serielt arrangement av ESPer. Fluid blir matet gjennom den første ESPen fra innløpskonnektorenden til utløpskonnektorenden. Fluid blir ledet tilbake gjennom det andre røret (som ikke har noen ESP) til innløpskonnektorenden. Fluidet blir trykkforsterket gjennom den andre ESPen til utløpskonnektoren. Konnektoradapter ver. 3 må i slike tilfeller brukes i hver ende. This embodiment can accommodate more than one ESP in the following way and for the following functions: - One of the longitudinal beams can be replaced with a pipe to use for flow bypass. A remotely operated valve will need to be included in this pipe. Connector adapter ver. 2 must in such cases be used at each end. - The same arrangement of replacing one of the longitudinal beams with a tube can be used to house a second ESP. Parallel operation of the two ESPs will enable increased pumping capacity. Connector adapter ver. 2 must in such cases be used at each end. - Replacement of two of the longitudinal beams with fluid-carrying pipes can be used for serial arrangement of ESPs. Fluid is fed through the first ESP from the inlet connector end to the outlet connector end. Fluid is routed back through the other pipe (which has no ESP) to the inlet connector end. The fluid is pressurized through the second ESP to the outlet connector. Connector adapter ver. 3 must in such cases be used at each end.

I en annen utførelsesform erholdes rørstivheten av støtteprofiler/plater montert på ESP-røret og vektreduksjon oppnås med oppdriftsmaterialet som omgir ESP-røret og støtteplatene. Se figurene 5 og 6. In another embodiment, the tube stiffness is obtained by support profiles/plates mounted on the ESP tube and weight reduction is achieved with the buoyancy material that surrounds the ESP tube and the support plates. See figures 5 and 6.

For alle disse utførelsesformene og variasjonene derav, er det tilveiebragt innretninger for å muliggjøre hydratinhibering. Det er installer injeksjonsåpninger ved egnede posisjoner for tilførsel av metanol eller andre inhibitorer. Dette arrangementet vil å også bli brukt for spyling av enheten for å fjerne hydrokarboner før den hentes opp. Tilførsel og kontroll av slik injeksjon blir typisk tilveiebragt fra systemet installert i det tilhørende produksjonssystemet. For all these embodiments and variations thereof, means are provided to enable hydrate inhibition. It is install injection openings at suitable positions for the supply of methanol or other inhibitors. This arrangement will also be used for flushing the unit to remove hydrocarbons before it is recovered. Supply and control of such injection is typically provided from the system installed in the associated production system.

Tilstandsovervåkning av ESPen (trykk, temperatur og vibrasjonssignaler) kan gjøres på flere måter: - Signaler modulert i krafttilførselskabelen, slik det typisk gjøres for nedihullsbruk, kan anvendes dersom dataoppdateringsfrekvensen ikke er kritisk. Condition monitoring of the ESP (pressure, temperature and vibration signals) can be done in several ways: - Signals modulated in the power supply cable, as is typically done for downhole use, can be used if the data update frequency is not critical.

- Signaler kan rutes gjennom produksjonskontrollsystemet. - Signals can be routed through the production control system.

Signaler kan rutes gjennom en signalledning eller optisk fiber i ESP-kraft kontrollkabelen. Signals can be routed through a signal wire or optical fiber in the ESP power control cable.

Systemet i henhold til oppfinnelsen vil: The system according to the invention will:

- Tillate installasjon av en produksjonsforbindelsesledningsmontert ESP uten å gi ytterligere belastning på landingsposisjonen - tillatte ettermontering på eksisterende produksjonssystemer uten fare for den konstruksjonsmessige integriteten. - Øke ESP pålitelighet og levetid ved å la ESPen kjøre som en rett sammenstilling uten fare for å øke rotasjonsustabilitet på grunn av bøying. - Allow installation of a production link line mounted ESP without adding additional stress to the landing position - allow retrofitting on existing production systems without jeopardizing the structural integrity. - Increase ESP reliability and service life by allowing the ESP to run as a straight assembly without the risk of increasing rotational instability due to bending.

Systemet i henhold til oppfinnelsen kan innbefatte ethvert trekk eller trinn som her er vist eller beskrevet, i enhver operativ kombinasjon, hvor hver slik operativ kombinasjon er en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse. The system according to the invention may include any feature or step shown or described here, in any operative combination, where each such operative combination is an embodiment of the present invention.

Claims (2)

1. Robust og lett installerbart horisontal undervanns ESP electrical submersible pump - elektrisk nedsenkbar pumpe - system, anordnet i en horisontal produksjonsforbindelsesledning, hvilket system innbefatter arrangementer for løfting og en konnektor i hver ende, karakterisert vedat systemet videre omfatter: et avstivningsarrangement, som sikrer en rett ESP aksel hele tiden under løfting, installasjon og drift, hvorved avstivningsarrangementet omfatter en fagverkskonstruksjon, et arrangement for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorer til hvilket systemet er tilkoblet under drift og også andre tilstedeværende undervannskonstruksjoner, og hver konnektor eller konnektor adapter innbefatter en isolasjonsventil, for å muliggjøre miljøvennlig installasjon, utbytting og opphenting av systemet.1. Robust and easily installable horizontal underwater ESP electrical submersible pump system, arranged in a horizontal production connecting line, which system includes arrangements for lifting and a connector at each end, characterized in that the system further comprises: a bracing arrangement, which ensures a straight ESP shaft at all times during lifting, installation and operation, whereby the bracing arrangement comprises a truss structure, an arrangement to limit or eliminate the load on underwater connectors to which the system is connected during operation and also other underwater structures present, and each connector or connector adapter includes an isolation valve, to enable environmentally friendly installation, replacement and retrieval of the system. 2. System i henhold til krav 1, hvorved arrangementet for å begrense eller eliminere belastningen på undervanns konnektorene til hvilke produksjonsforbindelsesledningen er tilkoblet under drift og også på eksisterende undervannskonstruksjoner, omfatter oppdriftselementer, fortrinnsvis oppdriftselementer basert på syntaktisk skum, fortrinnsvis med levetid og total oppdrift til å kompensere for økt vekt til systemet sammenlignet med en tradisjonelle undervanns produksjonsforbindelsesledning.2. System according to claim 1, wherein the arrangement for limiting or eliminating the stress on the underwater connectors to which the production connecting line is connected during operation and also on existing underwater structures, comprises buoyancy elements, preferably buoyancy elements based on syntactic foam, preferably with lifetime and total buoyancy to compensate for increased weight to the system compared to a traditional subsea production connection line.
NO20151708A 2015-12-14 2015-12-14 ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP NO340093B1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20151708A NO340093B1 (en) 2015-12-14 2015-12-14 ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
NO20151708A NO340093B1 (en) 2015-12-14 2015-12-14 ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20151708A1 NO20151708A1 (en) 2015-12-25
NO340093B1 true NO340093B1 (en) 2017-03-06

Family

ID=55307100

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20151708A NO340093B1 (en) 2015-12-14 2015-12-14 ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP

Country Status (1)

Country Link
NO (1) NO340093B1 (en)

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5203682A (en) * 1991-09-04 1993-04-20 Baker Hughes Incorporated Inclined pressure boost pump
US5417553A (en) * 1993-06-02 1995-05-23 Gibson; Roger L. Submersible pump support
US7565932B2 (en) * 2006-04-06 2009-07-28 Baker Hughes Incorporated Subsea flowline jumper containing ESP
US20100119382A1 (en) * 2008-11-10 2010-05-13 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system with interchangable pumping units

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5203682A (en) * 1991-09-04 1993-04-20 Baker Hughes Incorporated Inclined pressure boost pump
US5417553A (en) * 1993-06-02 1995-05-23 Gibson; Roger L. Submersible pump support
US7565932B2 (en) * 2006-04-06 2009-07-28 Baker Hughes Incorporated Subsea flowline jumper containing ESP
US20100119382A1 (en) * 2008-11-10 2010-05-13 Schlumberger Technology Corporation Subsea pumping system with interchangable pumping units

Also Published As

Publication number Publication date
NO20151708A1 (en) 2015-12-25

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO20140808A1 (en) Underwater pumping or compression system
US7736133B2 (en) Capsule for two downhole pump modules
US8381820B2 (en) In-well rigless ESP
US7516795B2 (en) Subsea petroleum production system method of installation and use of the same
BRPI0904639A2 (en) pumping system for moving fluid at an underwater location, method for moving fluid at an underwater location, and system
AU2003241367B2 (en) System and method for flow/pressure boosting in subsea
RU2500925C2 (en) Underwater pump system
BRPI0903198A2 (en) pumping system for use in a subsea location, system for use in a subsea pumping application, method for pumping fluid in a subsea location, and method
NO330442B1 (en) System and method for producing hydrocarbons from a subsea well
NO324777B1 (en) Electro-hydraulic pressurized downhole valve actuator
BRPI0403021B1 (en) Subsea Pumping Set and Fluid Pumping Method
NO343992B1 (en) Submarine pumping devices and method for pumping fluid from a first receiver to a second receiver of a subsea production system on a seabed.
US20130000918A1 (en) Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool
NO342437B1 (en) Canned sealed motor conductor tube
WO2018009073A1 (en) Subsea methane production assembly
US20130168101A1 (en) Vertical subsea tree assembly control
NO20110997A1 (en) SYSTEM AND PROCEDURE FOR SUPPLYING MATERIALS TO AN UNDERGRADUATE SOURCE
BR112019013413A2 (en) PUMP SYSTEM FOR A WELL HOLE, AND METHOD FOR PUMPING FLUID FROM A WELL HOLE.
NO20160416A1 (en) Flexible subsea pump arrangement
NO340093B1 (en) ROBUST AND EASY INSTALLABLE UNDERGROUND ESP
Homstvedt et al. Step-Change Seabed ESP Boosting
US11970926B2 (en) Electric submersible pump completion with wet-mate receptacle, electrical coupling (stinger), and hydraulic anchor
Denney Perdido Development: Subsea and Flowline Systems
NO20110685A1 (en) System for placing an electrically driven device in a well
BRPI0504586B1 (en) subsea heating module for hydrocarbon production and method for subsea storage and replacement

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: AKER SOLUTIONS AS, NO

CREP Change of representative

Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO