RU2723818C1 - Погружной насос с паровым приводом - Google Patents
Погружной насос с паровым приводом Download PDFInfo
- Publication number
- RU2723818C1 RU2723818C1 RU2019144008A RU2019144008A RU2723818C1 RU 2723818 C1 RU2723818 C1 RU 2723818C1 RU 2019144008 A RU2019144008 A RU 2019144008A RU 2019144008 A RU2019144008 A RU 2019144008A RU 2723818 C1 RU2723818 C1 RU 2723818C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- submersible pump
- pump system
- well
- fluid
- steam turbine
- Prior art date
Links
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 title 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 164
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 34
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
Images
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
- 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
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0085—Adaptations of electric power generating means for use in boreholes
-
- 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
-
- 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01D—NON-POSITIVE DISPLACEMENT MACHINES OR ENGINES, e.g. STEAM TURBINES
- F01D15/00—Adaptations of machines or engines for special use; Combinations of engines with devices driven thereby
- F01D15/10—Adaptations for driving, or combinations with, electric generators
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
- F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
- F01K7/00—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating
- F01K7/16—Steam engine plants characterised by the use of specific types of engine; Plants or engines characterised by their use of special steam systems, cycles or processes; Control means specially adapted for such systems, cycles or processes; Use of withdrawn or exhaust steam for feed-water heating the engines being only of turbine type
- F01K7/165—Controlling means specially adapted therefor
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/04—Units comprising pumps and their driving means the pump being fluid driven
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Combustion & Propulsion (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Engine Equipment That Uses Special Cycles (AREA)
Abstract
Изобретение относится к погружным насосным системам для подъема текучих сред в подземной скважине, и в частности к использованию пара для приведения в действие таких погружных насосных систем. Изобретение содержит способ и систему подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности. Способ подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности обеспечивается замкнутой водяной системой без сообщения по текучей среде со скважинными флюидами. Причем замкнутая водяная система содержит резервуар для хранения воды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины. Циркуляция воды осуществляется из резервуара для хранения воды в высокотемпературную зону подземной скважины для образования пара. Вращение скважинной паровой турбины происходит посредством пара, что приводит в действие погружную насосную систему. Таким образом осуществляется подъем скважинных флюидов по направлению к поверхности посредством данной погружной насосной системы. Пар, выходящий из паровой турбины, направляют к резервуару для хранения воды. Данный способ подходит как часть заканчивания скважины. Технический результат – повышение надежности подъема скважинных флюидов. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
1. ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕ
[0001] Настоящее изобретение относится в общем к погружным насосным системам для подъема текучих сред в подземной скважине и, в частности, к использованию пара для приведения в действие таких погружных насосных систем.
2. УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0002] Современный способ добычи углеводородной текучей среды из подземной скважины, которой недостает достаточного внутреннего давления для естественной добычи, заключается в использовании способа искусственного подъема, такого как электрический погружной насос (ЭПН). ЭПН может сообщать более высокое давление добываемой текучей среде для подъема столба текучей среды в стволе скважины так, что скважинный флюид поднимается по направлению к поверхности. ЭПН может быть полезным, например, в работах с высоким газовым фактором и в старых месторождениях, где имеется потеря энергии, и углеводороды больше не могут достигать поверхности естественным образом.
[0003] Причиной выхода из строя современных ЭПН обычно являются короткие замыкания системы ЭПН или неисправность в кабелях питания, которые продолжаются от поверхности до двигателя ЭПН для приведения в действие насоса. В дополнение, работа ЭПН может быть дорогостоящей, поскольку они требуют внешнего источника электропитания для непрерывной работы.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0004] Варианты осуществления этого изобретения обеспечивают системы и способы улучшения надежности и уменьшения операционных затрат на подъем скважинных флюидов на поверхность. Высокие температуры внутри ствола скважины используются для добычи газа из замкнутой флюидной системы, при этом газ, в свою очередь, используется для приведения в действие погружной насосной системы. Высокие температуры могут быть сгенерированы теплом двигателя погружной насосной системы или могут быть результатом геотермальной энергии. В вариантах осуществления, где избыточное электропитание генерируется системами или способами, избыточное электропитание может быть подано в приемник питания снаружи подземной скважины.
[0005] В варианте осуществления этого изобретения способ подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности включает в себя этап, на котором обеспечивают замкнутую водяную систему без сообщения по текучей среде со скважинными флюидами, причем замкнутая водяная система имеет резервуар для хранения воды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины. Воду из резервуара для хранения воды осуществляют циркуляцию в высокотемпературную зону подземной скважины для образования пара. Скважинную паровую турбину вращают посредством пара для приведения в действие погружной насосной системы, которая находится в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами, и скважинные флюиды поднимают по направлению к поверхности посредством погружной насосной системы. Пар, выходящий из паровой турбины, направляют к резервуару для хранения воды.
[0006] В альтернативных вариантах осуществления резервуар для хранения воды может быть расположен внутри подземной скважины. Замкнутая водяная система может быть расположена полностью внутри подземной скважины. Высокотемпературная зона может быть нагрета посредством геотермальной энергии или альтернативно погружной насосной системой.
[0007] В других альтернативных вариантах осуществления паровая турбина может передавать механическое вращение паровой турбины на вал погружной насосной системы. Узел зубчатой передачи может быть расположен между паровой турбиной и погружной насосной системой так, что скорость вращения вала погружной насосной системы может быть изменена относительно скорости вращения паровой турбины.
[0008] В еще других альтернативных вариантах осуществления паровая турбина может приводить в действие электрический генератор для питания погружной насосной системы. Узел питания может быть расположен между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания принимает питание посредством электрического кабеля для запуска работы погружной насосной системы. Узел питания может альтернативно работать в качестве электрического генератора для питания погружной насосной системы.
[0009] В альтернативном варианте осуществления этого изобретения способ подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности включает в себя этап, на котором опускают погружную насосную систему в подземную скважину как часть заканчивания скважины. Замкнутую текучую среду осуществляют циркуляцию по замкнутой флюидной системе, которая не имеет сообщения со скважинными флюидами. Замкнутая текучая среда представляет собой жидкость внутри резервуара для хранения текучей среды, расположенного снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины. Замкнутую текучую среду нагревают до газа внутри высокотемпературной зоны подземной скважины. Газ используют для вращения турбины, которая приводит в действие погружную насосную систему для подъема скважинных флюидов по направлению к поверхности. Замкнутая текучая среда возвращается в резервуар для хранения текучей среды.
[0010] В альтернативных вариантах осуществления поток газа в турбину может регулироваться посредством клапанов регулирования температуры. Циркуляция замкнутой текучей среды может включать в себя этап, на котором осуществляют циркуляцию замкнутой текучей среды по замкнутой флюидной системе полностью внутри подземной скважины. Избыточное электропитание, сгенерированное турбиной, может быть подано в приемник питания снаружи подземной скважины. Замкнутая текучая среда может возвращаться в резервуар для хранения текучей среды в виде жидкости, причем замкнутая текучая среда охлаждается, когда замкнутая текучая среда выходит из высокотемпературный зоны подземной скважины.
[0011] В другом альтернативном варианте осуществления система для подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности включает в себя замкнутую водяную систему, которая не имеет сообщения по текучей среде со скважинными флюидами, причем замкнутая водяная система имеет резервуар для хранения воды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины. Система циркуляции продолжается от резервуара для хранения воды в высокотемпературную зону подземной скважины, причем система циркуляции выполнена с возможностью поглощения достаточного тепла из высокотемпературной зоны для преобразования воды замкнутой водяной системы в пар. Скважинная паровая турбина является вращаемой паром для приведения в действие погружной насосной системы в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами и подъема скважинных флюидов по направлению к поверхности посредством погружной насосной системы. Система циркуляции продолжается от паровой турбины по направлению к резервуару для хранения воды.
[0012] В альтернативных вариантах осуществления замкнутая водяная система может быть расположена полностью внутри подземной скважины. Паровая турбина может быть выполнена с возможностью передачи механического вращения паровой турбины на вал погружной насосной системы.
[0013] В других альтернативных вариантах осуществления узел зубчатой передачи может быть расположен между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел зубчатой передачи выполнен с возможностью изменения скорости вращения вала погружной насосной системы относительно скорости вращения паровой турбины. Альтернативно система может включать в себя электрический генератор, выполненный с возможностью приведения в действие паровой турбиной и питания погружной насосной системы. Узел питания может быть расположен между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания выполнен с возможностью приема питания посредством электрического кабеля для запуска работы погружной насосной системы и альтернативно выполнен с возможностью работы в качестве электрического генератора для питания погружной насосной системы.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
[0014] Для того, чтобы образ, которым вышеизложенные признаки, аспекты и преимущества изобретения, а также другие, которые будут ясны, достигались и могли быть поняты подробно, более конкретное описание вариантов осуществления изобретения, кратко обобщенных выше, может быть выполнено со ссылкой на его варианты осуществления, которые проиллюстрированы на чертежах, которые образуют часть этого описания. Следует отметить, однако, что приложенные чертежи иллюстрируют только определенные варианты осуществления изобретения и в связи с этим не должны считаться ограничивающими объем изобретения, поскольку изобретение может допускать другие, в равной степени эффективные, варианты осуществления.
[0015] Фигура 1 представляет собой схематический вид в разрезе системы для подъема скважинных флюидов в подземной скважине посредством погружного насоса с паровым приводом в соответствии с вариантом осуществления этого изобретения.
[0016] Фигура 2 представляет собой схематический вид в разрезе системы для подъема скважинных флюидов в подземной скважине посредством погружного насоса с паровым приводом в соответствии с альтернативным вариантом осуществления этого изобретения.
[0017] Фигура 3 представляет собой схематический вид в разрезе системы для подъема скважинных флюидов в подземной скважине посредством погружного насоса с паровым приводом в соответствии с альтернативным вариантом осуществления этого изобретения.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0018] Описание, которое включает в себя сущность изобретения, краткое описание чертежей и подробное описание, и приложенная формула изобретения ссылаются на особые признаки (включающие в себя этапы процесса или способа) изобретения. Специалисты в данной области техники понимают, что изобретение включает в себя все возможные сочетания и использования особых признаков, описанных в описании. Специалисты в данной области техники понимают, что изобретение не ограничено описанием вариантов осуществления, приведенных в описании.
[0019] Специалисты в данной области техники также понимают, что терминология, используемая для описания особых вариантов осуществления, не ограничивает объем или охват изобретения. При интерпретации описания и приложенной формулы изобретения все термины должны быть интерпретированы наиболее широким возможным образом, совместимым с контекстом каждого термина. Все технические и научные термины, используемые в описании и приложенной формуле изобретения, имеют значение, обычно понимаемое специалистом в данной области техники, к которой относится это изобретение, если не определено иное.
[0020] Используемые в описании и приложенной формуле изобретения формы единственного числа включают в себя ссылки на множественное число, если контекст явно не указывает иное. Каждое из используемых слов «содержит», «имеет», «включает в себя» и всех других грамматических вариантов предназначено иметь открытое неограничивающее значение, которое не исключает дополнительные элементы, компоненты или этапы. Варианты осуществления настоящего изобретения могут подходящим образом «содержать», «состоять» или «состоять по существу из» описанных ограничивающих признаков и могут быть осуществлены на практике при отсутствии не описанного ограничивающего признака. Например, специалистами в данной области техники может быть признано, что определенные этапы могут быть объединены в один этап.
[0021] Пространственные термины описывают относительное положение предмета или группы предметов относительно другого предмета или группы предметов. Пространственные отношения применяются вдоль вертикальной и горизонтальной осей. Ориентация и связанные слова, включающие в себя «восходящий» и «нисходящий», «выше» и «ниже» и другие подобные термины, представлены для удобства описания и не являются ограничивающими, если не указано иное.
[0022] Там, где описание или приложенная формула изобретения обеспечивают диапазон значений, понятно, что интервал охватывает каждое промежуточное значение между верхним пределом и нижним пределом, а также верхний предел и нижний предел. Изобретение охватывает и ограничивает меньшие диапазоны интервала с учетом любого конкретного обеспеченного исключения.
[0023] Там, где в описании и приложенной формуле изобретения сделана ссылка на способ, содержащий два или более определенных этапов, определенные этапы могут быть выполнены в любом порядке или одновременно, за исключением случаев, когда контекст исключает эту возможность.
[0024] Как показано на Фигурах 1–3, подземная скважина 10 продолжается от поверхности 12 и может быть использована, например, для или в связи с деятельностями по разработке углеводородов. Подземная скважина может быть закончена образом, известным специалистам в данной области техники, с использованием традиционных способов заканчивания скважин. Используемый здесь термин «заканчивание скважины» ссылается на процесс подготовки подземной скважины к добыче или нагнетанию и может включать в себя, например, установку скважинных трубчатых элементов, таких как обсадная колонна и облицовка, а также установку оборудования, требуемого для добычи текучих сред из или нагнетания текучих сред в подземную скважину.
[0025] В примерных вариантах осуществления на Фигурах 1–3 подземная скважина 10 включает в себя кондукторную обсадную колонну 14, промежуточную обсадную колонну 16 и эксплуатационную обсадную колонну 18. Показана погружная насосная система 20, опущенная на трубчатый элемент 22, такой как гибкая труба или трубные соединения. Пакер 24 уплотняет кольцеобразное пространство между внешним диаметром трубчатого элемента 22 и внутренним диаметром эксплуатационной обсадной колонны 18. В альтернативных вариантах осуществления погружная насосная система 20 могла быть опущена посредством троса. Погружная насосная система 20 может включать в себя секцию 26 насоса, которая обеспечивает подъем для скважинных флюидов. Секция 26 насоса может представлять собой многоступенчатый центробежный насос с расположенными друг над другом ступенями рабочих колес и направляющих аппаратов.
[0026] Впуск может направлять скважинные флюиды в секцию 26 насоса. В зависимости от конфигурации заканчивания скважины скважинные флюиды могут выходить из выпуска погружной насосной системы 20 в трубчатый элемент 22 или в эксплуатационную обсадную колонну 18 для подачи на поверхность. Погружная насосная система 20 может, в определенных вариантах осуществления, также включать в себя двигатель 28 и защитное устройство 30, которое расположено между секцией 26 насоса и двигателем 28 (Фигуры 1–2). Защитное устройство 30 может быть использовано для уравнивания давления в погружной насосной системе 20 с давлением ствола скважины, для обеспечения уплотнения, для содержания масляного резервуара для двигателя 28 и для помощи в сообщении тяговой нагрузки секции 26 насоса. Двигатель 28 может быть использован в определенных вариантах осуществления для приведения в действие или вращения секции 26 насоса. В альтернативных вариантах осуществления, которые описаны здесь, погружная насосная система 20 не имеет двигателя.
[0027] Описанные способы и системы для подъема скважинных флюидов в подземной скважине 10 включают в себя замкнутую флюидную систему 32. Замкнутая флюидная система 32 может представлять собой замкнутую водяную систему, которая использует воду в жидкой форме и в газообразной форме в виде пара. В определенных вариантах осуществления замкнутая флюидная система 32 использует деминерализованную воду. Деминерализованная вода обеспечивает соотношение воды и пара приблизительно 1:1, является недорогой и простой для обнаружения, является простой и безопасной для работы и не имеет минералов или других элементов, которые было бы необходимо обрабатывать. В альтернативных вариантах осуществления замкнутая флюидная система 32 может использовать альтернативную текучую среду и в жидкой, и в газообразной форме, которая может работать с соблюдением требований температуры, давления и энергии системы вариантов осуществления этого изобретения. Используемый здесь термин «замкнутая текучая среда» ссылается на текучую среду, используемую в замкнутой флюидной системе 32 независимо от типа или состояния такой текучей среды.
[0028] Замкнутая флюидная система 32 полностью отделена от скважинных флюидов так, что замкнутая текучая среда замкнутой флюидной системы 32 не имеет сообщения по текучей среде со скважинными флюидами. Таким образом, замкнутая текучая среда замкнутой флюидной системы 32 не может смешиваться со скважинными флюидами. Замкнутая флюидная система 32 включает в себя резервуар 34 для хранения текучей среды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины 10. В примерном варианте осуществления на Фигурах 2–3 резервуар 34 для хранения текучей среды расположен на поверхности 12. Поверхностный насос 36 может быть использован для вкачивания замкнутой текучей среды замкнутой флюидной системы 32 в подземную скважину 10.
[0029] В альтернативном примере на Фигуре 1 резервуар 34 для хранения текучей среды расположен внутри подземной скважины 10. В таком варианте осуществления замкнутая флюидная система 32 может быть расположена полностью внутри подземной скважины 10. Резервуар 34 для хранения текучей среды может быть установлен в кольцевом пространстве между внешним диаметром трубчатого элемента 22 и внутренним диаметром эксплуатационной обсадной колонны 18. Расстояние, на котором резервуар 34 для хранения текучей среды размещен от поверхности 12, определено местоположением высокотемпературной зоны 40. Линия 37 подачи текучей среды продолжается от резервуара 34 для хранения текучей среды в турбину 38 для подачи воды из резервуара 34 для хранения текучей среды в турбину 38. Когда вода и пар используются в качестве замкнутой текучей среды, турбина 38 может включать в себя одну или более традиционных паровых турбин. Сила тяжести может заставлять замкнутую текучую среду перемещаться из резервуара 34 для хранения текучей среды в турбину 38, и энергия, генерируемая, когда замкнутая текучая среда передается в виде пара, может поднимать пар обратно в резервуар 34 для хранения текучей среды после того, как замкнутая текучая среда прошла через турбину 38.
[0030] Когда замкнутая текучая среда в форме жидкости, такой как вода, циркулируется из резервуара 34 для хранения текучей среды по направлению к турбине 38, замкнутая текучая среда проходит через высокотемпературную зону 40 подземной скважины 10 для образования газа, такого как пар. В примерном варианте осуществления на Фигурах 1–2 высокотемпературная зона 40 показана в виде области вблизи погружной насосной системы 20. Погружная насосная система 20 может генерировать высокие температуры из–за нагрузки на двигателе 28. Высокая температура, генерируемая погружной насосной системой 20 в области, окружающей погружную насосную систему 20, может превышать 100°С, что является точкой кипения воды, для образования высокотемпературной зоны 40. Когда замкнутая текучая среда проходит через высокотемпературную зону 40, замкнутая текучая среда нагревается высокой температурой, генерируемой погружной насосной системой 20, для испарения и образования газа, такого как пар. В вариантах осуществления, где замкнутая текучая среда представляет собой текучую среду, отличную от воды, высокая температура, генерируемая погружной насосной системой 20 в высокотемпературной зоне 40, может превышать температуру, требуемую для преобразования такой замкнутой текучей среды в газ.
[0031] В примерном варианте осуществления на Фигуре 3 высокотемпературная зона 40 расположена на глубине ниже поверхности 12 в результате геотермального тепла. В местоположениях геотермальная энергия может нагревать области подземной скважины 10 для образования высокотемпературной зоны 40, которая может иметь температуру свыше 100°С. В вариантах осуществления, где замкнутая текучая среда представляет собой текучую среду, отличную от воды, высокая температура, генерируемая геотермальной энергией в высокотемпературной зоне 40, может превышать температуру, требуемую для преобразования такой замкнутой текучей среды в газ. Когда замкнутая текучая среда проходит через высокотемпературную зону 40, замкнутая текучая среда нагревается посредством геотермальной энергии для испарения и образования газа, такого как пар. Хотя не показано, геотермальная энергия может быть использована для образования высокотемпературной зоны 40 в вариантах осуществления с резервуаром 34 для хранения текучей среды, расположенным внутри подземной скважины 10 снаружи высокотемпературной зоны 40.
[0032] Замкнутая текучая среда в форме газа вращает турбину 38. Турбина 38 может приводить в действие погружную насосную систему 20, которая находится в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами, и может затем поднимать скважинные флюиды по направлению к поверхности 12. Хотя турбина 38 показана схематически на нижнем конце трубчатого элемента 22, турбина 38 не находится в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами. Только текучая среда замкнутой флюидной системы 32 вращает турбину 38. Скважинный флюид вместо этого поступает на впуск погружной насосной системы 20, которая отделена от и не находится в сообщении по текучей среде с турбиной 38.
[0033] Как показано на Фигурах 1–3, промежуточный элемент 42 расположен между турбиной 38 и погружной насосной системой 20. В примере на Фигурах 1–2 промежуточный элемент 42 может представлять собой узел питания. Узел питания может действовать в качестве и электрического генератора, и электрического приемника. Узел питания может обеспечивать электропитание в двигатель 28 погружной насосной системы 20 для приведения в действие погружной насосной системы 20.
[0034] В вариантах осуществления, где высокая температура, генерируемая погружной насосной системой 20 в области, окружающей погружную насосную систему 20, образует высокотемпературную зону 40, узел питания может принимать электропитание посредством электрического кабеля 44 источника (Фигура 2) для запуска работы погружной насосной системы 20. После того, как погружная насосная система 20 проработала в течение некоторого времени и достигла достаточной температуры, при которой высокотемпературная зона 40 может превращать замкнутую текучую среду в пар, турбина 38, которая вращается паром, может приводить в действие узел питания так, что узел питания работает в качестве электрического генератора для генерации электричества для питания погружной насосной системы 20. В связи с этим после первоначального запуска погружной насосной системы 20 дополнительное электропитание с поверхности не требуется для непрерывной работы погружной насосной системы 20. В то время, как турбина 38 приводит в действие узел питания для генерации электричества, любое электропитание свыше того, что необходимо для работы погружной насосной системы 20, может быть подано на поверхность через дополнительный электрический кабель 46 (Фигура 2) в приемник питания снаружи подземной скважины 10. Приемник питания может представлять собой, например, устройство для хранения питания или другие инструменты или оборудование, используемое для разработки углеводородов.
[0035] В альтернативных вариантах осуществления, таких как примерный вариант осуществления на Фигуре 3, где геотермальная энергия может нагревать области подземной скважины 10 для образования высокотемпературной зоны 40, не требуется электрической связи между поверхностью и системами для подъема скважинных флюидов в подземной скважине 10. Погружная насосная система может приводиться в действие полностью турбиной 38, передающей механическое вращение турбины 38 на вал 48 погружной насосной системы 20. В таком варианте осуществления промежуточный элемент 42 может представлять собой узел зубчатой передачи так, что скорость вращения вала 48 погружной насосной системы 20 может быть изменена относительно скорости вращения турбины 38.
[0036] После выхода из турбины 38 замкнутая текучая среда может быть направлена обратно в резервуар 34 для хранения текучей среды посредством линии 52 возвращения текучей среды. Когда замкнутая текучая среда возвращается в резервуар 34 для хранения текучей среды, замкнутая текучая среда выходит из высокотемпературной зоны 40 и может охлаждаться для возвращения в резервуар для хранения текучей среды в виде жидкости или в виде сочетания жидкости и газа. Клапаны 50 регулирования температуры могут быть расположены между резервуаром 34 для хранения текучей среды и турбиной 38 и могут быть использованы для управления количеством пара и воды, идущих в и из турбины 38. Даже с клапанами 50 регулирования температуры весь пар в системе используется непрерывно, что более эффективно, чем использование пара частично или выборочно.
[0037] В примере работы подземную скважину 10 заканчивают традиционным образом, при этом погружную насосную систему 20 и замкнутую флюидную систему 32 опускают в подземную скважину 10 как часть заканчивания скважины. Текучую среду из резервуара 34 для хранения текучей среды осуществляют циркуляцию в высокотемпературную зону 40 подземной скважины 10 для образования газа. Газ используют для вращения скважинной турбины 38 посредством газа для приведения в действие погружной насосной системы 20. Погружная насосная система 20 находится в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами и поднимает скважинные флюиды по направлению к поверхности 12 для добычи скважинных флюидов. Замкнутую текучую среду, выходящую из турбины 38, направляют обратно к резервуару 34 для хранения текучей среды. В определенных вариантах осуществления внешнее электропитание может быть использовано только при запуске погружной насосной системы 20, но не используется во время непрерывной работы погружной насосной системы 20.
[0038] Варианты осуществления этого изобретения в связи с этим обеспечивают системы и способы для подъема текучих сред внутри ствола скважины посредством погружных насосных систем, которые являются более надежными и менее дорогостоящими для работы, чем некоторые современные способы и системы. Многие выходы из строя современных электрических погружных насосов происходят из–за короткого замыкания и неисправностей кабелей от поверхности до скважинного местоположения, где установлен насос. Системы и способы, описанные здесь, будут уменьшать или исключать такие выходы из строя. В дополнение, современные электрические погружные насосы потребляют большие количества электроэнергии для непрерывной работы. Системы и способы, описанные здесь, будут уменьшать операционные затраты, связанные с подъемом скважинных флюидов, поскольку варианты осуществления этого изобретения не требуют постоянного внешнего источника электропитания. Определенные варианты осуществления, описанные здесь, требуют внешнего источника электропитания только для запуска работы погружной насосной системы 20.
[0039] Варианты осуществления, описанные здесь, в связи с этим хорошо адаптированы для выполнения задач и достижения отмеченных целей и преимуществ, а также других, присущих им. Несмотря на то, что определенные варианты осуществления были описаны в целях изобретения, существуют многочисленные изменения в деталях процедур для достижения желаемых результатов. Эти и другие аналогичные модификации будут легко предлагаться специалистам в данной области техники и предназначены для охвата объемом настоящего изобретения, описанного здесь, и объемом приложенной формулы изобретения.
Claims (36)
1. Способ подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности, включающий в себя этапы, на которых:
обеспечивают замкнутую водяную систему без сообщения по текучей среде со скважинными флюидами, причем замкнутая водяная система содержит резервуар для хранения воды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины;
осуществляют циркуляцию воды из резервуара для хранения воды в высокотемпературную зону подземной скважины для образования пара;
вращают скважинную паровую турбину посредством пара для приведения в действие погружной насосной системы в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами и поднимают скважинные флюиды по направлению к поверхности посредством погружной насосной системы; и
направляют пар, выходящий из паровой турбины, к резервуару для хранения воды.
2. Способ по п. 1, в котором резервуар для хранения воды расположен внутри подземной скважины.
3. Способ по п. 1 или 2, в котором замкнутая водяная система расположена полностью внутри подземной скважины.
4. Способ по любому из пп. 1–3, в котором высокотемпературная зона нагревается посредством геотермальной энергии.
5. Способ по любому из пп. 1–3, в котором высокотемпературная зона нагревается посредством погружной насосной системы.
6. Способ по любому из пп. 1–5, в котором паровая турбина передает механическое вращение паровой турбины на вал погружной насосной системы.
7. Способ по п. 6, дополнительно содержащий узел зубчатой передачи, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, так, что скорость вращения вала погружной насосной системы может быть изменена относительно скорости вращения паровой турбины.
8. Способ по любому из пп. 1–7, в котором паровая турбина приводит в действие электрический генератор для питания погружной насосной системы.
9. Способ по п. 8, дополнительно содержащий узел питания, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания принимает питание посредством электрического кабеля для запуска работы погружной насосной системы.
10. Способ по п. 8, дополнительно содержащий узел питания, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания работает в качестве электрического генератора для питания погружной насосной системы.
11. Способ подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности, включающий в себя этапы, на которых:
опускают погружную насосную систему в подземную скважину как часть заканчивания скважины;
осуществляют циркуляцию замкнутой текучей среды по замкнутой флюидной системе, которая не имеет сообщения со скважинными флюидами, причем:
замкнутая текучая среда представляет собой жидкость внутри резервуара для хранения текучей среды, расположенного снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины;
замкнутую текучую среду нагревают до газа в высокотемпературной зоне подземной скважины;
газ используют для вращения турбины, которая приводит в действие погружную насосную систему для подъема скважинных флюидов по направлению к поверхности; и
замкнутая текучая среда возвращается в резервуар для хранения текучей среды.
12. Способ по п. 11, дополнительно включающий в себя этап, на котором управляют потоком газа в турбину посредством клапанов регулирования температуры.
13. Способ по п. 11 или 12, в котором циркуляция замкнутой текучей среды включает в себя этап, на котором осуществляют циркуляцию замкнутой текучей среды по замкнутой флюидной системе полностью внутри подземной скважины.
14. Способ по любому из пп. 11–13, дополнительно включающий в себя этап, на котором подают избыточное электропитание, сгенерированное турбиной, в приемник питания снаружи подземной скважины.
15. Способ по любому из пп. 11–14, в котором замкнутая текучая среда возвращается в резервуар для хранения текучей среды в виде жидкости, причем замкнутая текучая среда охлаждается, когда замкнутая текучая среда выходит из высокотемпературной зоны подземной скважины.
16. Система для подъема скважинных флюидов в подземной скважине по направлению к поверхности, содержащая:
замкнутую водяную систему, которая не имеет сообщения по текучей среде со скважинными флюидами, причем замкнутая водяная система содержит резервуар для хранения воды, расположенный снаружи высокотемпературной зоны подземной скважины;
систему циркуляции, продолжающуюся от резервуара для хранения воды в высокотемпературную зону подземной скважины, причем система циркуляции выполнена с возможностью поглощения достаточного тепла из высокотемпературной зоны для преобразования воды замкнутой водяной системы в пар;
скважинную паровую турбину, вращаемую паром для приведения в действие погружной насосной системы в сообщении по текучей среде со скважинными флюидами и подъема скважинных флюидов по направлению к поверхности посредством погружной насосной системы; и
систему циркуляции, продолжающуюся от паровой турбины по направлению к резервуару для хранения воды.
17. Система по п. 16, в которой замкнутая водяная система расположена полностью внутри подземной скважины.
18. Система по п. 16 или 17, в которой паровая турбина выполнена с возможностью передачи механического вращения паровой турбины на вал погружной насосной системы.
19. Система по п. 18, дополнительно содержащая узел зубчатой передачи, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел зубчатой передачи выполнен с возможностью изменения скорости вращения вала погружной насосной системы относительно скорости вращения паровой турбины.
20. Система по любому из пп. 16–19, дополнительно содержащая электрический генератор, выполненный с возможностью приведения в действие паровой турбиной и питания погружной насосной системы.
21. Система по п. 20, дополнительно содержащая узел питания, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания выполнен с возможностью приема питания посредством электрического кабеля для запуска работы погружной насосной системы.
22. Система по п. 20, дополнительно содержащая узел питания, расположенный между паровой турбиной и погружной насосной системой, причем узел питания выполнен с возможностью работы в качестве электрического генератора для питания погружной насосной системы.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US15/617,225 | 2017-06-08 | ||
| US15/617,225 US10626709B2 (en) | 2017-06-08 | 2017-06-08 | Steam driven submersible pump |
| PCT/US2018/036636 WO2018227068A1 (en) | 2017-06-08 | 2018-06-08 | Steam driven submersible pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2723818C1 true RU2723818C1 (ru) | 2020-06-17 |
Family
ID=62751602
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019144008A RU2723818C1 (ru) | 2017-06-08 | 2018-06-08 | Погружной насос с паровым приводом |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10626709B2 (ru) |
| EP (1) | EP3625433B1 (ru) |
| RU (1) | RU2723818C1 (ru) |
| SA (1) | SA519410627B1 (ru) |
| WO (1) | WO2018227068A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2580195B (en) * | 2019-06-26 | 2021-08-11 | Equinor Energy As | Apparatus for liquid transport in a hydrocarbon well |
| US11391132B2 (en) * | 2020-05-28 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Turbine powered electrical submersible pump system |
| US11480074B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-10-25 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US11493029B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-08 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11293414B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-04-05 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic rankine cycle operation |
| US11486370B2 (en) | 2021-04-02 | 2022-11-01 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Modular mobile heat generation unit for generation of geothermal power in organic Rankine cycle operations |
| US11592009B2 (en) | 2021-04-02 | 2023-02-28 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11644015B2 (en) | 2021-04-02 | 2023-05-09 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power at a drilling rig |
| US11359576B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-06-14 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods utilizing gas temperature as a power source |
| US20220316452A1 (en) | 2021-04-02 | 2022-10-06 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems for generating geothermal power in an organic rankine cycle operation during hydrocarbon production based on working fluid temperature |
| US11421663B1 (en) | 2021-04-02 | 2022-08-23 | Ice Thermal Harvesting, Llc | Systems and methods for generation of electrical power in an organic Rankine cycle operation |
| US11441394B1 (en) * | 2021-06-16 | 2022-09-13 | Baker Hughes Oilfield Operations Llc | Downhole geothermal power generation and storage |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4407126A (en) * | 1981-11-18 | 1983-10-04 | Sperry Corporation | Thermosyphon boiler for a geothermal pumping system |
| RU2118451C1 (ru) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
| RU2121581C1 (ru) * | 1992-08-18 | 1998-11-10 | Сименс АГ | Паровая турбина |
| WO2003046336A1 (en) * | 2001-11-24 | 2003-06-05 | Rotech Holdings Limited | Downhole pump assembly and method of recovering well fluids |
| EA012077B1 (ru) * | 2005-04-22 | 2009-08-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ |
| US20110171049A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Steam Driven Pump for SAGD System |
Family Cites Families (19)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3824793A (en) * | 1972-10-24 | 1974-07-23 | Sperry Rand Corp | Geothermal energy system and method |
| US4342197A (en) * | 1980-08-25 | 1982-08-03 | Sperry Corporation | Geothermal pump down-hole energy regeneration system |
| US4388807A (en) | 1981-03-25 | 1983-06-21 | Sperry Corporation | Geothermal power extraction system with above surface heating of working fluid |
| US4421163A (en) | 1981-07-13 | 1983-12-20 | Rockwell International Corporation | Downhole steam generator and turbopump |
| US4682471A (en) * | 1985-11-15 | 1987-07-28 | Rockwell International Corporation | Turbocompressor downhole steam-generating system |
| US5860795A (en) | 1996-03-22 | 1999-01-19 | Alberta Research Council | Method for underground-reservoir fluids production with pump drive contained within the wellbore |
| US7849690B1 (en) | 2007-04-07 | 2010-12-14 | Nikola Lakic | Self contained in-ground geothermal generator |
| US8713940B2 (en) * | 2007-06-28 | 2014-05-06 | Nikola Lakic | Self-contained in-ground geothermal generator |
| US8708046B2 (en) | 2007-11-16 | 2014-04-29 | Conocophillips Company | Closed loop energy production from geothermal reservoirs |
| US9874077B2 (en) * | 2008-04-30 | 2018-01-23 | Altarock Energy Inc. | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells |
| US7854260B2 (en) | 2008-07-21 | 2010-12-21 | Baker Hughes Incorporated | Steam driven turbine drive |
| US8297355B2 (en) | 2008-08-22 | 2012-10-30 | Texaco Inc. | Using heat from produced fluids of oil and gas operations to produce energy |
| US8418465B2 (en) | 2009-07-23 | 2013-04-16 | Foi Group, Llc | Geothermal heat transfer and intensification system and method |
| WO2013059701A1 (en) | 2011-10-21 | 2013-04-25 | Geotek Energy, Llc | Structural arrangement for a down-hole turbine |
| US8610303B2 (en) | 2012-01-04 | 2013-12-17 | John R. Yocum, JR. | System and method for downhole geothermal electrical power generation |
| US20130199180A1 (en) | 2012-02-06 | 2013-08-08 | Tessema Dosho Shifferaw | Geothermal power generation system with turbine engines |
| WO2014117040A1 (en) | 2013-01-24 | 2014-07-31 | Hinders Edward | Combined brayton/rankine cycle gas and steam turbine generating system operated in two closed loops |
| CA2866604C (en) * | 2013-10-15 | 2021-10-26 | Cenovus Energy Inc. | Hydrocarbon production apparatus |
| US20170028316A1 (en) * | 2015-07-29 | 2017-02-02 | William D. Bolin | Dual helix cycolinic vertical seperator for two-phase hydrocarbon separation |
-
2017
- 2017-06-08 US US15/617,225 patent/US10626709B2/en active Active
-
2018
- 2018-06-08 EP EP18734736.4A patent/EP3625433B1/en active Active
- 2018-06-08 WO PCT/US2018/036636 patent/WO2018227068A1/en unknown
- 2018-06-08 RU RU2019144008A patent/RU2723818C1/ru active
-
2019
- 2019-11-24 SA SA519410627A patent/SA519410627B1/ar unknown
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4407126A (en) * | 1981-11-18 | 1983-10-04 | Sperry Corporation | Thermosyphon boiler for a geothermal pumping system |
| RU2121581C1 (ru) * | 1992-08-18 | 1998-11-10 | Сименс АГ | Паровая турбина |
| RU2118451C1 (ru) * | 1996-12-30 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Научно-техническая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Способ разработки залежи парафинистой нефти |
| WO2003046336A1 (en) * | 2001-11-24 | 2003-06-05 | Rotech Holdings Limited | Downhole pump assembly and method of recovering well fluids |
| EA012077B1 (ru) * | 2005-04-22 | 2009-08-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Способы и системы для добычи флюида с использованием процесса конверсии in situ |
| US20110171049A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Baker Hughes Incorporated | Steam Driven Pump for SAGD System |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| НАЗАРОВА Л.Н., Разработка нефтегазовых месторождений с трудноизвлекаемыми запасами, Москва, РГУНГ, 2011, с.53-67. * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP3625433B1 (en) | 2022-02-23 |
| EP3625433A1 (en) | 2020-03-25 |
| US20180355703A1 (en) | 2018-12-13 |
| WO2018227068A1 (en) | 2018-12-13 |
| US10626709B2 (en) | 2020-04-21 |
| SA519410627B1 (ar) | 2022-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2723818C1 (ru) | Погружной насос с паровым приводом | |
| US10151318B2 (en) | Omnirise hydromag “variable speed magnetic coupling system for subsea pumps” | |
| RU2606196C2 (ru) | Насос и секция насоса | |
| US20150114632A1 (en) | High-Speed, Multi-Power Submersible Pumps and Compressors | |
| US9874077B2 (en) | Method and cooling system for electric submersible pumps/motors for use in geothermal wells | |
| US8037936B2 (en) | Method of heating sub sea ESP pumping system | |
| RU2686971C2 (ru) | Оптимизированное охлаждение электродвигателя при насосно-компрессорной добыче | |
| US8740586B2 (en) | Heat exchanger for ESP motor | |
| RU2421605C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса с частотно-регулируемым приводом | |
| RU2569139C2 (ru) | Электрическая насосная система и способ перекачки текучей среды из подземной скважины с использованием данной системы | |
| US20220090602A1 (en) | Balancing axial thrust in submersible well pumps | |
| CA2390728C (en) | Technique for facilitating the pumping of fluids by lowering fluid viscosity | |
| US11692551B2 (en) | Particle guard ring for mixed flow pump | |
| GB2549558A (en) | System and method for converting heat in a wellstream fluid to work | |
| US9759051B2 (en) | Progressing cavity pump system with fluid coupling | |
| US20140174756A1 (en) | Artificial lift method for low pressure sagd wells | |
| WO2015023636A1 (en) | Electric submersible pump with fluid coupling | |
| RU2704685C1 (ru) | Способ внутрискважинной перекачки воды для целей заводнения нефтяных пластов | |
| EP2914807A2 (en) | Method of pumping hydrocarbons | |
| Murungi | Geothermal Well Production Optimization: Exploration in the East African Region | |
| RU201610U1 (ru) | Устройство для добычи нефти из скважин с малым дебитом | |
| Carpenter | Study Explores Design, Potential of Electric Submersible Generators | |
| CA3234060A1 (en) | Esp generator | |
| CA2650199C (en) | Method of heating sub sea esp pumping systems |