NO20100872A1

NO20100872A1 - Piston Pump

Info

Publication number: NO20100872A1
Application number: NO20100872A
Authority: NO
Inventors: Gunnar Andersen; Petter Arlehed; Leif Vartdal
Original assignee: Norali As
Priority date: 2010-06-17
Filing date: 2010-06-17
Publication date: 2011-12-19
Also published as: NO331899B1

Description

Stempelpumpe Piston pump

Oppfinnelsen vedrører en nedihullpumpe hvor rotasjonsbevegelser forvandles til lineære bevegelser, som driver en stempelpumpe. The invention relates to a downhole pump where rotational movements are transformed into linear movements, which drive a piston pump.

Denne oppfinnelsen er en anordning som monteres midlertidig eller permanent nede i brønner for kunstig løft av hydrokarboner og vann fra brønner. Den kan også, ved samme monteringsmetode, benyttes til å injisere vann eller gass ned i reservoarer nede i berggrunnen. Anordningen kan også benyttes til kunstig løft eller injeksjon for eksempel sammen med anlegg for nedihullsseparasjon av væsker. This invention is a device that is installed temporarily or permanently down wells for the artificial lifting of hydrocarbons and water from wells. It can also, with the same assembly method, be used to inject water or gas into reservoirs deep in the bedrock. The device can also be used for artificial lifting or injection, for example together with facilities for downhole separation of liquids.

Produksjon av hydrokarboner, og for så vidt også vann til bruk ved utvinning av hydrokarboner og til andre formål, foregår fra reservoarer som ligger nede i bergarter under jordens overflate. Den vertikale avstanden fra overflaten og ned til disse reservoarene kan variere fra noen hundre meter ned til flere tusen meter. Selve produksjonen foregår enten ved bruk av kunstig løft eller ved at reservoarvæskene, som kan inneholde løst eller fri gass, strømmer til overflaten gjennom et borehull/brønn fordi trykket i reservoaret er høyere enn på overflaten. Kunstig løft er en felles betegnelse for ulike metoder og teknikker som kan benyttes til denne produksjonen. Denne oppfinnelsen omfatter utstyr for å forbedre løfting av hydrokarboner (med eller uten gass) og /eller vann til overflaten. Valg av metode for kunstig løft gjøres på bakgrunn av forhold i reservoarene, oljens beskaffenhet, borehullets/brønnens dyp og bane. I tillegg vektlegges feltets beliggenhet (onshore eller offshore) og områdets infrastruktur, slik som tilgang på elektrisk kraft og gass på selve lokasjonen. Ut fra disse parameterne kan feltoperatøren ved hjelp av oppfinnelsen konstruere et anlegg som gir best mulig total økonomi basert på reservoarets produksjonsegenskaper, investering i utstyr og driftskostnader. Production of hydrocarbons, and to that extent also water for use in the extraction of hydrocarbons and for other purposes, takes place from reservoirs located in rocks below the earth's surface. The vertical distance from the surface down to these reservoirs can vary from a few hundred meters down to several thousand metres. The production itself takes place either by using artificial lift or by the reservoir fluids, which may contain loose or free gas, flowing to the surface through a borehole/well because the pressure in the reservoir is higher than on the surface. Artificial lifting is a common term for various methods and techniques that can be used for this production. This invention includes equipment for improving the lifting of hydrocarbons (with or without gas) and/or water to the surface. The choice of method for artificial lifting is made on the basis of conditions in the reservoirs, the nature of the oil, the depth and trajectory of the borehole/well. In addition, emphasis is placed on the field's location (onshore or offshore) and the area's infrastructure, such as access to electricity and gas at the location itself. Based on these parameters, the field operator can, with the help of the invention, construct a plant that provides the best possible total economy based on the reservoir's production characteristics, investment in equipment and operating costs.

På onshore felt med forholdsvis grunne reservoar og med noenlunde vertikale brønnbaner velges ofte et system som kalles nikkepumpe (sucker rod pump). Her står selve drivverket på overflaten, koblet til en pumpeenhet nede i brønnen via en pumpestang. Utfordringene ved dette systemet er et forholdsvis stort drivverk som plasseres over og nær brønnhodet, friksjon mellom pumpestang og rørveggen i brønnen, produksjon av sand fra reservoaret samt en systemvirkningsgrad på 0,4. Der er også begrensninger på hvor dypt denne type pumpesystem kan stå ut fra material/styrke begrensning på pumpestangen. Systemene har begrenset løftekapasitet, og brukes derfor ved lavere produksjonsrater. Systemets design i seg selv sammen med driftsforhold slik som sandproduksjon, gjør at de har hyppige driftsavbrudd. I tillegg til å øke de direkte driftskostnadene, fører dette til kostnader forbundet med utsatt produksjon. Slaglengden på selve pumpeenheten i en nikkepumpe er på to til tre meter, og frekvensen er fra ett til ti slag per minutt. I patent US 5,179,306 er det beskrevet et prinsipp hvor pumpeenheten i en nikkepumpe er drevet av en dobbeltvirkende DC lineær motor som er plassert nede i brønnen sammen med pumpeenheten, dette for å unngå utfordringene med selve pumpestangen. In onshore fields with relatively shallow reservoirs and with fairly vertical well paths, a system called a sucker rod pump is often chosen. Here the drive itself is on the surface, connected to a pump unit down in the well via a pump rod. The challenges of this system are a relatively large drive unit that is placed above and close to the wellhead, friction between the pump rod and the pipe wall in the well, production of sand from the reservoir and a system efficiency of 0.4. There are also limitations on how deep this type of pump system can stand based on the material/strength limitation of the pump rod. The systems have limited lifting capacity, and are therefore used at lower production rates. The system's design itself, together with operating conditions such as sand production, mean that they have frequent service interruptions. In addition to increasing the direct operating costs, this leads to costs associated with deferred production. The stroke length of the pump unit itself in a nodding pump is two to three metres, and the frequency is from one to ten strokes per minute. In patent US 5,179,306, a principle is described where the pump unit in a nodding pump is driven by a double-acting DC linear motor which is placed down in the well together with the pump unit, this to avoid the challenges with the pump rod itself.

ESPCP og PCP er også systemer som benyttes til kunstigløft. I prinsippet er dette to like pumper med den forskjell at ESPCP (Electrical Submersible Progressive Cavity Pump) er drevet av en elektromotor som står nede i brønnen, mens PCP (Progressive Cavity Pump) er drevet av en motor som står på overflaten. Kraften til en PCP overføres fra overflaten til pumpen nede i brønnen via pumpestang, på samme måte som for en nikkepumpe. Pumpeprinsippet som benyttes i disse pumpene er det som ofte betegnes som skruepumpe ved at en rotor beveger seg sirkulært inne i et spesiallaget pumpehus. ESPCP kan benyttes både på offshore og onshore installasjoner, mens PCP benyttes kun på onshore felt. Denne type pumper regnes for å være godt egnet til produksjon av tunge (viskøse) oljer, og de regnes generelt for å ha en virkningsgard som er bedre enn ESP som beskrives i neste avsnitt. ESPCP and PCP are also systems used for artificial lifting. In principle, these are two similar pumps with the difference that the ESPCP (Electrical Submersible Progressive Cavity Pump) is driven by an electric motor that is down in the well, while the PCP (Progressive Cavity Pump) is driven by a motor that is on the surface. The power of a PCP is transferred from the surface to the pump down in the well via pump rod, in the same way as for a nodding pump. The pumping principle used in these pumps is what is often referred to as a screw pump in that a rotor moves circularly inside a specially made pump housing. ESPCP can be used both on offshore and onshore installations, while PCP is only used on onshore fields. This type of pump is considered to be well suited for the production of heavy (viscous) oils, and they are generally considered to have an efficiency that is better than the ESP described in the next section.

Electrical Submersible Pump (ESP) er en pumpetype som er mye benyttet til kunstigløft både på onshore og offshore installasjoner. Pumpen monteres ned mot bunnen av brønnen som en integrert del av produksjonsrøret, det betyr at dersom den feiler så må hele produksjonsrøret trekkes ut av brønnen. Selve pumpen består i hovedsak av enn elektromotor i bunnen, ut fra denne går det en aksling og på denne er det montert løpehjul (impellere) og diffusorer i flere steg. Antall steg bestemmes ut fra nødvendig løftehøyde. Væsken suges inn i bunn av pumpen og for hvert steg økes trykket, og store pumper kan ha mer enn 250 - 300 steg. For å redusere antall steg kan rotasjonshastigheten økes, noe som gir redusert total lengde på pumpen. I patent US 4,278,399 er det beskrevet en løsning for et mer effektivt pumpe steg i en ESP. Dette gjøres i prinsippet ved å redusere tykkelsen i godset på pumpehuset slik at løpehjulene kan ha større radius. Electrical Submersible Pump (ESP) is a type of pump that is widely used for artificial lift both onshore and offshore installations. The pump is mounted down towards the bottom of the well as an integral part of the production pipe, which means that if it fails, the entire production pipe must be pulled out of the well. The pump itself mainly consists of an electric motor at the bottom, from which runs a shaft and on this are mounted impellers (impellers) and diffusers in several stages. The number of steps is determined based on the required lifting height. The liquid is sucked into the bottom of the pump and with each step the pressure is increased, and large pumps can have more than 250 - 300 steps. To reduce the number of steps, the rotation speed can be increased, which results in a reduced total length of the pump. In patent US 4,278,399, a solution for a more efficient pump step in an ESP is described. This is done in principle by reducing the thickness of the material on the pump housing so that the impellers can have a larger radius.

Virkningsgraden for slike pumper regnes til å ligge på 0,3, og volumstrømmen kan variere fra noen få hundre fat per dag til 20-30.000 bbl/d. Elektromotoren i pumpen får kraft tilført fra overflaten gjennom en spesialkabel som festes på utsiden av produksjonsrøret, og systemet styres fra overflaten ved hjelp av et system som kalles VSD (Variable Speed Drive). VSD transformerer AC til DC og tilbake til AC med ulike frekvenser. Dette skaper slitasje på elektriske kabler og koblinger samt at det kan føre til jordingsproblemer. Normalt benyttes det induksjonsmotorer for å drive selve pumpen, og på grunn av behov for mye kraft ved høye rater og dype brønner blir disse forholdsvis lang. Disse motorene har liten klaring mellom stator og rotor, noe som gjør at små bøyninger (dog leg) i brønnbanen kan skape kontakt mellom rotor og stator og føre til brekkasje. Det samme kan skje på grunn av vibrasjoner i motoren når man snakker om lange motorer (en motor på 250 HP er 20 m lang). På grunn av disse forhold har industrien utviklet Permanent Magnet (PM) motorer som har et mer robust design. De mekaniske utfordringene knyttet til ESP er slitasje og varmgang på elektromotor, noe som PM antas å håndtere på en bedre måte. Samtidig utvikles det store aksialkrefter i selve pumpen. Der finnes ulike løsninger som er utviklet for å bedre dette forholdet. Som eksempel kan nevnes patent US 5,201,848 som beskriver et løpehjul som ikke bidrar til løfting av væske, men som skaper en oppad rettet kraft på akslingen. Det skjer ved at hovedløpehjulet, som bidrar til løft, er montert opp et annet i løpehjul i samme volum, der sist nevnte har ikke tilførsel av væske. Derved skapes et dynamisk trykk i pumpesteget, som gjør at det statiske trykket lenger nede pumpesteget gir et løft som motvirker de nedad rettede aksialkreftene. The efficiency of such pumps is considered to be 0.3, and the volume flow can vary from a few hundred barrels per day to 20-30,000 bbl/d. The electric motor in the pump receives power supplied from the surface through a special cable that is attached to the outside of the production pipe, and the system is controlled from the surface using a system called VSD (Variable Speed Drive). The VSD transforms AC to DC and back to AC at different frequencies. This causes wear and tear on electrical cables and connections and can lead to grounding problems. Normally, induction motors are used to drive the pump itself, and due to the need for a lot of power at high rates and deep wells, these are relatively long. These motors have little clearance between stator and rotor, which means that small bends (however leg) in the well path can create contact between rotor and stator and lead to breakage. The same can happen due to vibrations in the motor when talking about long motors (a 250 HP motor is 20 m long). Due to these conditions, the industry has developed Permanent Magnet (PM) motors which have a more robust design. The mechanical challenges associated with ESP are wear and overheating of the electric motor, which PM is believed to handle in a better way. At the same time, large axial forces are developed in the pump itself. There are various solutions that have been developed to improve this relationship. As an example, patent US 5,201,848 can be mentioned, which describes an impeller which does not contribute to the lifting of liquid, but which creates an upwardly directed force on the axle. This happens because the main impeller, which contributes to lift, is mounted on another impeller of the same volume, where the latter does not have a supply of liquid. Thereby, a dynamic pressure is created in the pump stage, which means that the static pressure further down the pump stage gives a lift that counteracts the downward directed axial forces.

Ved siden at de nevnte mekaniske problemer så har ESP systemer problemer med å håndtere produksjon av store mengder sand og andre faste partikler som saltavleiringer (scale). I tillegg oppstår det kavitasjon når fri gass blir produsert. Begge disse forhold sliter på løpehjulene. Fri gass er også et problem for selve elektromotoren siden gassen har en dårligere evne til å lede bort egenvarme utviklet av elektromotoren. Alle disse forhold gjør at en gjennomsnittlig levetid for et ESP system antas å være om lag 1,5 år. Kostnadene ved å skifte ut en ESP vil variere med dybden på brønnen siden hele produksjonsrøret må trekkes ut. I tillegg til de direkte kostnadene ved operasjonen, som involverer bruk av borerigg, får man kostnaden av utsatt produksjon. In addition to the aforementioned mechanical problems, ESP systems have problems with handling the production of large quantities of sand and other solid particles such as salt deposits (scale). In addition, cavitation occurs when free gas is produced. Both of these conditions wear on the running wheels. Free gas is also a problem for the electric motor itself since the gas has a poorer ability to conduct away the heat developed by the electric motor. All these factors mean that an average lifetime for an ESP system is assumed to be about 1.5 years. The costs of replacing an ESP will vary with the depth of the well since the entire production pipe must be pulled out. In addition to the direct costs of the operation, which involves the use of a drilling rig, you get the cost of deferred production.

Gassløft er mye brukt som kunstigløft på offshore installasjoner der man har tilgang på produsert gass fra separatoranlegget. Prinsippet går ut på å reinjisere produsert gass inn i ringrommet mellom produksjonsrøret og foringsrøret (produksjonsringrommet) og ned mot produksjonspakningen i bunn av brønnen. På ulike nivåer i produksjonsrøret er det plassert gassløftventiler. Dette er enveis ventiler som tillater gassen i ringrommet til å strømme inn i produksjonsrøret slik at vekten av den hydrostatiske søylen inne i produksjonsrøret reduseres, derved blir også mottrykket på reservoaret redusert slik at reservoartrykket selv kan trykke de produserte væskene til overflaten. I prinsippet er gassløft et effektivt system, men det krever investering i egne gasskompressorer, overflate strømningsrør, Annulus Sikkerhets Ventiler (ASV), gassløft ventiler (GLV) og gasstette rørgjenger i foringsrøret. Systemet kan være vanskelig å operere på en optimal måte fordi blandingensforholdet mellom olje, vann og eventuelt gass som produsere fra reservoaret vil variere med kortere og lengre tidsintervaller. I tillegg kan reinjisert gass i produksjonsringrommet lekke ut i de ytre ringrom gjennom foringsrørene. For å redusere faren for ukontrollet utstrømning av gass ved et eventuelt system uhell så ønsker nå flere oljeselskaper å utvikle en VO versjon av GLV slik at de kan fjerne ASV da det har vist seg at disse ventilene er sårbare for lekkasjer. Denne endringen er med på å øke investeringskostnadene for gassløft. Gas lift is widely used as artificial lift on offshore installations where you have access to produced gas from the separator plant. The principle is to re-inject produced gas into the annulus between the production pipe and the casing (production annulus) and down towards the production packing at the bottom of the well. Gas lift valves are placed at different levels in the production pipe. These are one-way valves that allow the gas in the annulus to flow into the production pipe so that the weight of the hydrostatic column inside the production pipe is reduced, thereby also reducing the back pressure on the reservoir so that the reservoir pressure itself can push the produced liquids to the surface. In principle, gas lift is an efficient system, but it requires investment in own gas compressors, surface flow pipes, Annulus Safety Valves (ASV), gas lift valves (GLV) and gas-tight pipe threads in the casing. The system can be difficult to operate in an optimal way because the mixture ratio between oil, water and any gas produced from the reservoir will vary with shorter and longer time intervals. In addition, reinjected gas in the production annulus can leak into the outer annulus through the casings. In order to reduce the risk of uncontrolled outflow of gas in the event of a system accident, several oil companies now want to develop a VO version of GLV so that they can remove ASV as it has been shown that these valves are vulnerable to leaks. This change helps to increase the investment costs for gas lift.

Det er tidligere kjent enkelt og dobbelvirkende stempelpumper for bruk til kunstig løft. Bortsett fra ulike design på selve pumpehuset (stemplene) og inn og utløpsventiler så er det flere ulike drivmekanismer for pumpene. Det dreier seg om alt fra elektormagnetiske motorløsninger til løsninger med lineær motorer. I tillegg er det kjent en enkelt virkende stempelpumpe som drives av en induksjonsmotor som igjen driver et hydraulisk aggregat som i neste omgang driver stempel og ventiler. Akkurat denne løsningen er designet for drift av mer enn et enkeltvirkende stempel i pumpen. Felles for alle pumpene er at de er beregnet for å installeres nede i bunn av brønnen. I patent US 1,740,003 er det vist en elektrisk drevet dobbelt virkende stempel pumpe. For å snu stempel bevegelsen så skifter man fase på motoren slik at den dreier motsatt vei. Med en frekvens på mellom 30 og 60 slag per minutt så blir det stor slitasje på kontaktene som skal snu den elektriske strømmen, og stor varmeutvikling hver gang stempelet skal skifte retning. Foreløpig har man ikke klart å lage lineær motorer praktiske og kommersielle, blant annet fordi der er en kraftig økning i kraftforbruk hver gang motoren skal skifte retning. Single and double-acting piston pumps for use for artificial lifting are previously known. Apart from different designs on the pump housing itself (pistons) and inlet and outlet valves, there are several different drive mechanisms for the pumps. It concerns everything from electromagnetic motor solutions to solutions with linear motors. In addition, a single acting piston pump is known which is driven by an induction motor which in turn drives a hydraulic unit which in turn drives the piston and valves. This particular solution is designed for the operation of more than one single-acting piston in the pump. What all the pumps have in common is that they are designed to be installed at the bottom of the well. In patent US 1,740,003, an electrically driven double-acting piston pump is shown. To reverse the movement of the piston, you change the phase of the motor so that it rotates in the opposite direction. With a frequency of between 30 and 60 strokes per minute, there is a lot of wear on the contacts that are supposed to reverse the electric current, and a lot of heat is generated every time the piston has to change direction. So far, it has not been possible to make practical and commercial linear motors, partly because there is a sharp increase in power consumption every time the motor has to change direction.

Den forliggende oppfinnelse er en anordning for kunstig løft/injeksjon av hydrokarboner og vann fra brønner. Anordningen kan installeres midlertidig eller permanent i brønnen. The present invention is a device for artificial lifting/injection of hydrocarbons and water from wells. The device can be installed temporarily or permanently in the well.

For midlertidig installering kan anordningen bli brakt i stilling nede i brønnen ved bruk kabel eller kveilerør. Kabelen kan være en kompositt kabel eller en flettet kabel. Ifølge et utførelseseksempel av oppfinnelsen brukes kveilerør utstyrt med en kompositt kabel eller en flettet kabel som normalt befinner seg innvendig i kveilerøret. Felles for det innkjøringsverktøyet som bringer anordningen i stilling nede i brønnen er at det kan tilføre anordningen nødvendig elektrisk kraft for å drive motoren som igjen driver pumpedelen av anordningen. I tillegg kan dette innkjøringsverktøyet vært forsynt med ledere av metall eller fiber som kan overføre data til og fra anordningen. For temporary installation, the device can be brought into position down in the well using cable or coiled pipe. The cable can be a composite cable or a braided cable. According to an embodiment of the invention, coil tubes are used equipped with a composite cable or a braided cable which is normally located inside the coil tube. Common to the run-in tool that brings the device into position down in the well is that it can supply the device with the necessary electrical power to drive the motor which in turn drives the pump part of the device. In addition, this drive-in tool may have been provided with metal or fiber conductors that can transfer data to and from the device.

Ifølge et annet utførelseseksempel av oppfinnelsen, kjøres anordning ifølge oppfinnelsen inn i brønnen sammen med en pakning/plugg som kan settes og trekkes etter behov. En slik pakning/plugg er beskrevet i patent NO 32 86 02. Tetningselementene på en slik pakning/plugg separerer anordningens innløps og utløps side. Pakningen/pluggen kan videre være utstyrt med et gjennomgående rør som kan stenges av en ventil etter behov. I tillegg kan pakningen/pluggen utstyres med en ventil som kan åpnes slik at trykket mellom innløps og utløps siden av anordningen kan settes i hydraulisk kontrakt for utligning av et eventuelt differensial trykk over tetningselementene. According to another embodiment of the invention, the device according to the invention is driven into the well together with a seal/plug which can be inserted and pulled as needed. Such a seal/plug is described in patent NO 32 86 02. The sealing elements on such a seal/plug separate the device's inlet and outlet side. The gasket/plug can also be equipped with a continuous tube which can be closed by a valve as required. In addition, the seal/plug can be equipped with a valve that can be opened so that the pressure between the inlet and outlet side of the device can be hydraulically contracted to equalize any differential pressure across the sealing elements.

Ved permanent installasjon i brønnen kan anordningen bli brakt i stilling nede i brønnen ved at den installeres som en integrert del av In case of permanent installation in the well, the device can be brought into position down in the well by installing it as an integral part of

produksjonsrøret/injeksjonsrøret. Anordningen vil da bli montert i bunn av produksjonsrøret/injeksjonsrøret, og kan kun trekkes ut av brønnen ved at produksjons/injeksjonsrøret trekkes ut. Ved en slik montering skjer tilførsel av elektrisk kraft gjennom en kabel som ligger på utsiden av the production pipe/injection pipe. The device will then be mounted at the bottom of the production pipe/injection pipe, and can only be pulled out of the well by pulling out the production/injection pipe. With such an installation, the supply of electrical power takes place through a cable that is located on the outside of the

produksjonsrøret/injeksjonsrøret, på lik linje med for eksempel krafttilførsel til eksisterende ESP, det vil til og med bli benyttet samme typer kabler. I tillegg kan anordningen kjøres inn i brønnen på en kompositt kabel, flettet kabel eller kveilerør og landes i en profil i som er forhånds installert i produksjonsrøret/injeksjonsrøret. Krafttilførsel kan da skje ved hjelp av en kabel på utsiden, og som da kobles til anordningen ved hjelp av en "Wet Connector" eller en induksjonskobling. Dersom anordningen skal installeres i et produksjonsrør/injeksjonsrør som i utgangspunktet ikke er tilpasset anordningen, så kan den installeres ved hjelp av pakning/plugg som tidligere beskrevet, eller i en eksisterende profil i brønnen. Kraft tilførsel kan da skje gjennom innkjøringsverktøyet, eller ved at innkjøringsverktøyet blir trukket og en ny kabel for tilførsel av kraft vil bli installert innvendig i the production pipe/injection pipe, in the same way as, for example, the power supply to the existing ESP, the same types of cables will even be used. In addition, the device can be driven into the well on a composite cable, braided cable or coiled pipe and landed in a profile that is pre-installed in the production pipe/injection pipe. Power supply can then take place using a cable on the outside, which is then connected to the device using a "Wet Connector" or an induction connection. If the device is to be installed in a production pipe/injection pipe that is not initially adapted to the device, it can be installed using a gasket/plug as previously described, or in an existing profile in the well. Power can then be supplied through the drive-in tool, or by the drive-in tool being pulled and a new cable for supplying power will be installed inside the

produksjonsrøret/injeksjonsrøret. the production pipe/injection pipe.

Pumpen består av en elektrisk motor, en drivmekanisme som overfører rotasjon til lineær bevegelse og en stempelpumpe bestående av et stempel, pumpesylinder og ventiler. Rotasjon av en roterbar del overføres til lineær bevegelse av en ikke-roterbar del ved hjelp av et sylindrisk legeme. Enten den roterbare del eller den ikke-roterbare del har bølgeformede skinner og den andre del er utstyrt med hjul som ruller langs skinnen. Når den roterbare del roteres, følge hjulene banen av skinnene og dermed forårsaker en lineær bevegelse som driver stempelet. The pump consists of an electric motor, a drive mechanism that transfers rotation to linear motion and a piston pump consisting of a piston, pump cylinder and valves. Rotation of a rotatable part is transferred to linear motion of a non-rotatable part by means of a cylindrical body. Either the rotatable part or the non-rotatable part has corrugated rails and the other part is equipped with wheels that roll along the rail. When the rotatable part is rotated, the wheels follow the path of the rails and thus cause a linear movement that drives the piston.

Ifølge et utførelseseksempel er den roterbar del et roterbart, sylindrisk legeme. Det sylindriske legemet er hult, og er anordnet med én eller flere bølgeformede skinner på sine indre vegger. Legemet roteres av en motor. En lineær-bevegelig, ikke-roterbar stang er anordnet aksialt i det roterende sylindriske legemet. Stangen er utstyrt med flere akslinger med tilhørende hjul, som ruller på de bølgeformede skinnene. Når det sylindriske legemet roteres, følger hjulene banen til skinnene og forårsaker dermed en lineær bevegelse av stangen. Stangen er festet med egnet tilkopling slik at den driver et stempel av en stempelpumpe. According to an exemplary embodiment, the rotatable part is a rotatable, cylindrical body. The cylindrical body is hollow, and is provided with one or more wave-shaped rails on its inner walls. The body is rotated by a motor. A linearly movable, non-rotating rod is arranged axially in the rotating cylindrical body. The bar is equipped with several axles with associated wheels, which roll on the wave-shaped rails. As the cylindrical body is rotated, the wheels follow the path of the rails, thereby causing a linear movement of the rod. The rod is attached with a suitable connection so that it drives a piston of a piston pump.

Oppfinnelsen vil nå bli beskrevet i detalj med henvisning til figurene, hvor: The invention will now be described in detail with reference to the figures, in which:

Fig. 1 viser et frontriss av pumpen Fig. 1 shows a front view of the pump

Fig. 2 viser et snitt av pumpen Fig. 2 shows a section of the pump

Fig. 3 viser et snitt av drivmekanismen Fig. 3 shows a section of the drive mechanism

Fig. 4 viser en detalj av drivmekanismen Fig. 4 shows a detail of the drive mechanism

Fig. 5 viser et snitt av stempelpumpen Fig. 5 shows a section of the piston pump

Fig. 6 viser en alternativ konfigurasjon av mekanismen Fig. 6 shows an alternative configuration of the mechanism

Fig 7 viser et utførelseseksempel hvor pumpen anvendes sammen med plugg/pakning Fig 7 shows a design example where the pump is used together with a plug/gasket

Ifølge et utførelseseksempel drives pumpen av en elektrisk motor 1 som roterer et sylindrisk legeme 3. Som vist i fig 3 er det sylindriske legemet 3 anordnet i et ytre hus, innbefattende en ytre del 8, en øvre del 2 og en nedre del 10. Det ytre hus er dimensjonert slik at det kan plasseres i en brønn. According to an exemplary embodiment, the pump is driven by an electric motor 1 which rotates a cylindrical body 3. As shown in Fig. 3, the cylindrical body 3 is arranged in an outer housing, including an outer part 8, an upper part 2 and a lower part 10. outer housing is dimensioned so that it can be placed in a well.

Ifølge et utførelseseksempel er motoren en konvensjonell elektrisk motor. Ifølge et annet utførelseseksempel er motoren en permanentmagnet motor. Motoren er koblet til et sylindrisk legeme 3, enten direkte, eller med gir (f.eks et planet gir) mellom. Det sylindriske legemet 3 er forsynt med et lagerarrangement 11 som tar opp aksielle og radielle belastninger. Opplagringen kan gjøres på flere måter som for eksempel ved rullelager, glidelager, magnetlager eller andre hensiktsmessige lagertyper. According to an exemplary embodiment, the motor is a conventional electric motor. According to another embodiment, the motor is a permanent magnet motor. The motor is connected to a cylindrical body 3, either directly, or with a gear (e.g. a planetary gear) in between. The cylindrical body 3 is provided with a bearing arrangement 11 which absorbs axial and radial loads. The storage can be done in several ways, such as roller bearings, slide bearings, magnetic bearings or other appropriate types of bearings.

Det sylindrisk legemet 3 er hult, og har én eller flere bølgeformede skinner 5 festet til sine indre vegger. En stang 4 er anordnet aksialt i det sylindriske legemet 3. Stangen 4 er utstyrt med én eller flere armer 6 i form av akslinger. På hver arm 6 er det montert et roterende hjul 7. Hjul 7 er anordnet slik at de ruller på skinner 5.1 et utførelseseksempel er armene 6 anordnet i par, fortrinnsvis parallelle par, med hjulet fra den første armen anordnet slik at den ruller på den øvre flaten av skinnen 5, og med hjulet fra den andre armen anordnet slik at den ruller på undersiden av skinnen 5, som vist i fig. 4. Det er også en mulighet at det sylindriske legemet 3 er delt opp i seksjoner, hvor hver seksjon har en bølgeformet skinne 5. The cylindrical body 3 is hollow, and has one or more wave-shaped rails 5 attached to its inner walls. A rod 4 is arranged axially in the cylindrical body 3. The rod 4 is equipped with one or more arms 6 in the form of shafts. A rotating wheel 7 is mounted on each arm 6. Wheels 7 are arranged so that they roll on rails 5.1 an embodiment, the arms 6 are arranged in pairs, preferably parallel pairs, with the wheel from the first arm arranged so that it rolls on the upper surface of the rail 5, and with the wheel from the other arm arranged so that it rolls on the underside of the rail 5, as shown in fig. 4. It is also a possibility that the cylindrical body 3 is divided into sections, where each section has a wave-shaped rail 5.

Figur 3 viser et snitt av et foretrukket utførelseseksempel, som består fortrinnsvis av fire armer 6 med hjul 7 og en bølgeformet skinne 5. Mekanismen består av et antall sett med hjul 7 og bølgeformede skinner 5 som er hensiktsmessig, fortrinnsvis med et hjul på hver side av skinnen 5. Mekanismen kan ha intern oljesmøring. Dette kan gjøres med hjelp av en oljesump og en liten pumpe for å sirkulere oljen internt i den roterende tønnen. Fortrinnsvis brukes ferdig smurte lager og evt. en form for overflatebehandling på de bølgeformede skivene. Figure 3 shows a section of a preferred embodiment example, which preferably consists of four arms 6 with wheels 7 and a wave-shaped rail 5. The mechanism consists of a suitable number of sets of wheels 7 and wave-shaped rails 5, preferably with a wheel on each side of rail 5. The mechanism may have internal oil lubrication. This can be done with the help of an oil sump and a small pump to circulate the oil internally in the rotating barrel. Preferably, pre-lubricated bearings and possibly some form of surface treatment are used on the wave-shaped discs.

Når det sylindriske legemet 3 roterer vil hjulene 7 rulle på skinne 5 og gi stangen 4 en lineær bevegelse dersom stangen 4 blir hindret fra å rotere. Ifølge et utførelseseksempel skjer hindringen ved hjelp av et lager 15 som hindrer stangen 4 i å rotere sammen med legemet 3, men lar den bevege seg i lengderetningen. When the cylindrical body 3 rotates, the wheels 7 will roll on rail 5 and give the rod 4 a linear movement if the rod 4 is prevented from rotating. According to an exemplary embodiment, the obstacle occurs by means of a bearing 15 which prevents the rod 4 from rotating together with the body 3, but allows it to move in the longitudinal direction.

Det sylindriske legemet 3 er utstyret med et endelokk 9 med gjennomgående hull. Mellom stangen 4 og endelokket 9 er det montert radielle lager 12 som stangen beveger seg lineært i. Stangen 4 er koblet til et stempel 19 som står inne i en sylinder 16. Stempel 19 og sylinder 16 er utformet slik at pumpen fortrinnsvis er dobbeltvirkende. Men den kan også være enkeltvirkende. En eller flere innløpsventiler 18 og utløpsventiler 17 er plassert på hver side av stempelet. En kappe 21 på utsiden av sylinderen 16 og skillevegger mellom kappen 21 og sylinderen 16 er utformet slik at pumpemediet kan strømme fra undersiden av sylinderen 16 inn til innløpsventilene 18, og fra utløpsventilene 17 ut til oversiden av sylinderen 16. The cylindrical body 3 is equipped with an end cap 9 with a through hole. Between the rod 4 and the end cap 9, a radial bearing 12 is mounted in which the rod moves linearly. The rod 4 is connected to a piston 19 which is inside a cylinder 16. Piston 19 and cylinder 16 are designed so that the pump is preferably double-acting. But it can also be single-acting. One or more inlet valves 18 and outlet valves 17 are located on each side of the piston. A jacket 21 on the outside of the cylinder 16 and partitions between the jacket 21 and the cylinder 16 are designed so that the pump medium can flow from the underside of the cylinder 16 into the inlet valves 18, and from the outlet valves 17 out to the upper side of the cylinder 16.

Mens det hertil er beskrevet en foretrukket utførelse av oppfinnelsen er det mulig med flere modifikasjoner. While a preferred embodiment of the invention has been described here, several modifications are possible.

Innløpsventiler 18 og utløpsventiler 17 kan ha en mekanisk styring i form av en forbindelse mot stangen 4, eller den det sylindriske legemet 3. Inlet valves 18 and outlet valves 17 can have a mechanical control in the form of a connection to the rod 4, or the cylindrical body 3.

Innløpsventiler 18 og utløpsventiler 17 kan være aktivt styrt og åpnes og lukkes av aktuatorer. (solenoider e.l.), eller de kan være fjærbelastet og styres av pumpetrykket ved innsugning og utpressing av brønnvæske. Inlet valves 18 and outlet valves 17 can be actively controlled and are opened and closed by actuators. (solenoids etc.), or they can be spring-loaded and controlled by the pump pressure when sucking in and expelling well fluid.

Det sylindriske legemet 3 kan være oljefylt til et nivå over alle bevegelige deler, og kan inneholde en gasslomme for å gi rom for volumendringen som opptrer når pumpen går. The cylindrical body 3 may be filled with oil to a level above all moving parts, and may contain a gas pocket to accommodate the change in volume that occurs when the pump is running.

Pumpen kan være enkeltvirkende. The pump can be single-acting.

Mekanismen for å overføre rotasjon til lineær bevegelse kan ha flere alternative konfigurasjoner. Figur 6 viser en konfigurasjon der motoren roterer en stang 22, og et utvendig sylindrisk legeme 24 får aksiell bevegelse som overføres til pumpestempelet. Bølgeformede skinner 23 er montert på stang 22 eller er en integrert del av den. Det sylindrisk legemet 24 får aksiell bevegelse ved at hjul 25 som er montert til det ruller på bølgeformede skinner 23. Aksiallager 26 hindrer stang 22 fra å bevege seg aksielt og et torsjonslager 27 hindrer det sylindriske legemet 24 fra å rotere. Det sylindriske legemet 24 er koblet til pumpestempelet. The mechanism for transferring rotation to linear motion can have several alternative configurations. Figure 6 shows a configuration where the motor rotates a rod 22, and an external cylindrical body 24 receives axial movement which is transmitted to the pump piston. Wave-shaped rails 23 are mounted on rod 22 or are an integral part of it. The cylindrical body 24 gets axial movement by wheels 25 mounted to it rolling on undulating rails 23. Axial bearing 26 prevents rod 22 from moving axially and a torsion bearing 27 prevents the cylindrical body 24 from rotating. The cylindrical body 24 is connected to the pump piston.

Mekanismen for å overføre rotasjon til lineær bevegelse kan være oppbygd som vist i figur 3 og 4, men med lagrene 7 montert til det sylindriske legemet 3 og de bølgeformede skinnene 5 montert til stangen 4. The mechanism for transferring rotation to linear motion can be constructed as shown in Figures 3 and 4, but with the bearings 7 mounted to the cylindrical body 3 and the wave-shaped rails 5 mounted to the rod 4.

Mekanismen for å overføre rotasjon til lineær bevegelse kan være oppbygd som vist i figur 6, men med hjulene 25 montert til stang 22 og de bølgeformede skinnene 23 montert til det sylindriske legemet 24. The mechanism for transferring rotation to linear motion can be constructed as shown in Figure 6, but with the wheels 25 mounted to rod 22 and the wave-shaped rails 23 mounted to cylindrical body 24.

Ifølge et utførelseseksempel er pumpen ifølge oppfinnelsen installert i brønnen ved hjelp av en fjernstyrt plugg eller pakning, som vist i Figur 7. Pluggen består av elektromotor 28 for setting og trekking av pluggen. Elektromotoren er i forbindelse, gjennom planetgir 29, med hul aksling 30 som roteres for å sette et eller flere slips 31 som låser pakning til produksjonsrøret 32, og hul aksling 33 som roteres for å sette et pakningselement 34. Pakningselement 34 skiller "inlet" siden fra "exhaust" siden som vist i figuren. En hul aksling 35 styrer en kuleventil 36. Anordningen innbefatter et rør 37 som leder væsken gjennom pluggen og inn i pumpen. En ventil 38 sørger for at det ved behov kan skapes hydraulisk kontakt mellom "inlet" siden og "exhaust" siden av pumpen. Ventil kan være for eksempel en magnet ventil. Pumpen innkjøres og trekkes ut ved hjelp av en kabel 39. According to an exemplary embodiment, the pump according to the invention is installed in the well using a remote-controlled plug or seal, as shown in Figure 7. The plug consists of an electric motor 28 for setting and pulling the plug. The electric motor is in connection, through the planetary gear 29, with hollow shaft 30 which is rotated to set one or more ties 31 which lock packing to the production pipe 32, and hollow shaft 33 which is rotated to set a packing element 34. Packing element 34 separates the "inlet" side from the "exhaust" side as shown in the figure. A hollow shaft 35 controls a ball valve 36. The device includes a tube 37 which leads the liquid through the plug and into the pump. A valve 38 ensures that, if necessary, hydraulic contact can be created between the "inlet" side and the "exhaust" side of the pump. The valve can be, for example, a solenoid valve. The pump is run in and pulled out using a cable 39.

Claims

1. A pump for a well, including a piston (19) connected to a linearly-movable, non-rotatable part, the pump including a motion-conversion mechanism that converts rotation of a rotatable part to linear movement of the non-rotatable part , characterized in that a. the movement-conversion mechanism includes that a rod (4,22) is arranged axially in the center of a cylindrical, hollow body (3,24), b. the rotatable part and the non-rotatable part are respectively either the cylindrical body or rod, c. a motor (1) is arranged to rotate the rotatable part, d. either the rotatable part or the non-rotatable part is provided with one or more wave-shaped rails (5/23), and the the second part is provided with one or more rotatable wheels (7/25) mounted on arms, which arms are arranged so that the wheels roll along the wave-shaped rail upon rotation of the rotatable part, so that the non-rotatable part is moved linearly in step with that the wheels follow their path wave-shaped rails, thus driving the piston.

2. A pump according to claim 1, characterized in that the cylindrical body (3) is the rotatable part, that the rails (5) are arranged around the inner wall of the cylindrical body and the arms are attached to the rod (4).

3. A pump according to claim 1, characterized in that the rod (22) is the rotatable part, that the rails (23) are attached to the rod (22), and the arms are attached to the inner wall of the cylindrical body (24).

4. A pump according to one of claims 1-3, characterized in that a bearing (15, 27) prevents rotation of the non-rotatable part.

5. A pump according to one of claims 1-4, characterized in that at least one wheel is arranged to roll in abutment on the upper surface of a corrugated rail, and at least one wheel is arranged to roll in abutment against the underside of the rail.

6. A pump according to one of claims 1-5, characterized in that the wheels are arranged in parallel pairs.

7. A pump according to one of claims 1-6, characterized in that the cylindrical body is arranged in an outer cylindrical housing (2, 8, 10), which is dimensioned to be placed in a well.

8. A pump according to one of claims 1-7, characterized in that the piston is arranged in a piston housing, the cylindrical body is equipped with an end cap (9) with a through hole with a bearing arrangement (12), and that the rod goes between the cylindrical body and the piston housing through the hole in the end cap.

9. A pump according to one of claims 1-8, characterized in that the cylindrical body is at least partially filled with oil.

10. A pump according to one of claims 1-9, characterized in that the pump is arranged in connection with a remote-controlled plug or seal, which seal can be placed in a production pipe to form an inlet side and an exhaust side, and where the plug is equipped with a pipe that leads the liquid from the inlet side, through the plug and on to the pump.