Academic literature on the topic 'Electrical submersible pump(ESP)'

A polycrystalline diamond was tested as a bearing material for a tilting pad thrust bearing to be used in an electric submersible pump, which elevates process fluids from the bottom of well bores. The goal of this study was to compare the PCD to a current best of technology, which is stainless steel with an engineering polymer.This study found that PCD can handle larger loads than current technology but is limited in size due to diamond sintering and manufacturing constraints. The maximum size is Ø75mm.

Electrical Submersible Pumping (ESP) is a well known artificial lift technique in reservoirs having high-water cut and low gas-oil ratio. It is known as an effective and economical method of producing large volumes of fluid under different well conditions. ESP equipments are capable of producing in a range of 200 b/d to 60.000 b/d. A case study was done, by designing 10 deviated or horizontal wells selected from the Y-oilfield in Western Siberia. SubPUMP software developed by IHS Energy is used for designing the ESP systems of these wells. These 10 wells will be working with variable speed drives. After selecting the available equipment from the inventory, the best running frequencies are selected for these wells. Evaluations of the designs are made from the pump performance graphs of each well. The pumps should work within their optimum efficiency ranges. These ranges can be seen from the pump performance curves. If the designs made are not within these efficiency ranges, designs should be evaluated and selecting new equipment should be should be an option. Because working outside the optimum efficiency ranges will decrease the production, shorten the runlifes of the pumps and the production will not be stable.

Orientador: Janito Vaqueiro Ferreira<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica<br>Made available in DSpace on 2018-08-24T20:57:24Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CastanedaJimenez_GermanEfrain_M.pdf: 6173136 bytes, checksum: 10447f1e90575f51111560bad8f24df0 (MD5) Previous issue date: 2014<br>Resumo: Na indústria do petróleo é comum à utilização de bombas centrífugas submersas (BCS) operando em escoamento multifásico líquido-gás. A presença de elevadas vazões de gás causam uma degradação severa no desempenho da bomba, gerando instabilidades nas curvas de pressão-vazão, como o `surging¿ e o `gas locking¿. Portanto o conhecimento destas instabilidades é fundamental para a adequada operação da bomba e assim evitar falhas prematuras no equipamento. Na atualidade não existem modelos matemáticos que representem de forma adequada o comportamento da BCS na região de `surging¿ e no `gas locking¿, gerando a necessidade de empregar circuitos de testes para fazer o levantamento das curvas de desempenho das bombas. A maioria dos circuitos de testes é operada de forma manual para obter às condições de operação da bomba, tornando os ensaios repetitivos, cansativos e trabalhosos. Por isto nasce a necessidade de automatizar estas bancadas com a finalidade de facilitar o processo do levantamento das curvas de desempenho das bombas. Este trabalho apresenta o projeto e simulação de um controle robusto tipo H_? que permita manter o escoamento multifásico na entrada de uma BCS em diferentes condições de operação da bomba. Este controlador é projetado a partir de um circuito de testes para BCS virtual que é modelado empregando formulações físicas e modelos ajustados mediante dados experimentais usando algoritmos de aprendizagem de máquinas baseados em máquinas de suporte vetorial para regressão (SVMr). Após o projeto de controle, o controlador projetado é testado no circuito de testes virtual mediante simulações em tempo real `software in the loop¿ (SIL)<br>Abstract: In the oil industry, it is common to use electrical submersible pumps (ESP) operating with gas -liquid multiphase flow. The presence of high gas flows cause severe degradation in performance of the pump, generating instabilities in the flow-pressure curves, as "surging" and "gas locking". Therefore knowledge of these instabilities is essential for the proper functioning of the pump and thereby prevents premature failure of the equipment. Currently there are no mathematical models that adequately represent the behavior of the EPS in the region of "surging" and "gas locking", creating the need to use test circuits to make a study of the performance curves of the pumps. Most test circuits are operated manually to reach the operating conditions of the pump, making repetitive, tedious and laborious trials. Therefore there is a need to automate these circuits in order to facilitate the process of obtaining the performance curve of the pump. In this paper the project and simulation of a robust control type H_? for keeping the multiphase flow in the entrance of a EPS operating at different conditions is performed. This controller is designed based on a test circuit virtual for EPS which is modeled using physical formulations and adjusted models obtained by experimental data using machine learning algorithms based on support vector machines for regression (SVMR). After the controller design, the control is tested in the virtual test circuits using simulations in real time "software in the loop" (SIL)<br>Mestrado<br>Mecanica dos Sólidos e Projeto Mecanico<br>Mestre em Engenharia Mecânica

Submitted by Vanessa Christiane (referencia@ufersa.edu.br) on 2018-03-28T22:17:06Z No. of bitstreams: 1 AllisonCC_DISSERT.pdf: 23495470 bytes, checksum: 71481acfb5946c94f60433199d92a734 (MD5)<br>Approved for entry into archive by Vanessa Christiane (referencia@ufersa.edu.br) on 2018-06-18T16:53:38Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AllisonCC_DISSERT.pdf: 23495470 bytes, checksum: 71481acfb5946c94f60433199d92a734 (MD5)<br>Approved for entry into archive by Vanessa Christiane (referencia@ufersa.edu.br) on 2018-06-18T17:02:20Z (GMT) No. of bitstreams: 1 AllisonCC_DISSERT.pdf: 23495470 bytes, checksum: 71481acfb5946c94f60433199d92a734 (MD5)<br>Made available in DSpace on 2018-06-18T17:02:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1 AllisonCC_DISSERT.pdf: 23495470 bytes, checksum: 71481acfb5946c94f60433199d92a734 (MD5) Previous issue date: 2017-08-28<br>The reduction of power consumption and operational costs in petroleum industry has become an increasingly concernment in the last years. Due to that the search for new petroleum production methods and the use of process controlling techniques integrated to its artificial lift systems for optimizing that process plays a main role, and the development of well pump controllers is the main study object. The work proposes the implementation of a control system for oil wells equipped with ESP (Electrical Submersible Pumping), having as main methodology the use of the Arduino® Platform. The desired result is the development of a low cost oil pump controller system, with software technology which brings easy configuration and remote operation, and validation of its use in a real oil well. The main goals are the cost reduction through the use of inexpensive hardware, and the the increase of developing speed by migrating to a higher level programming language, both compared to current well pumping controller solutions, based on use of PLC (Programmable Logic Controller). Other than that, the proposal represents a big step for the dissemination of open hardware philosophy for the petroleum production process control, opening doors for incoming implementation of new controllers for other artificial lift methods<br>A redução de consumo energético e do custo operacional na indústria de petróleo vem se tornando uma preocupação cada vez maior ao longo dos últimos anos. Nesse contexto a busca por novos métodos de produção de petróleo e a utilização de técnicas de controle integradas aos sistemas de elevação artificial para a otimização desse processo exercem um importante papel, e o desenvolvimento de controladores de bombeio é o principal objeto de estudo. O trabalho propõe a implementação de um sistema de controle para poços equipados com BCS (Bombeio Centrífugo Submerso), tendo como metodologia base o uso da plataforma Arduino®. O resultado desejado é o desenvolvimento de um sistema de controle de bombeio de baixo custo, com tecnologia de software que contemple fácil configuração e operação remota, e a validação do seu uso em um poço produtor de petróleo real. Os objetivos principais são a redução de custos através da utilização de hardware mais econômico, e a aceleração do desenvolvimento devida à migração para uma linguagem de programação de mais alto nível, ambos em relação às soluções de controle de bombeio atuais, baseadas no uso de CLP (Controlador Lógico Programável). Além disso, a proposta representa um grande passo para a disseminação do uso da filosofia de hardware livre para controle do processo de produção de petróleo, abrindo portas para a implementação de novos controladores para outros métodos de elevação<br>2018-03-28

A computer program has been written to perform production optimization in submersible pump lifted wells.Production optimization was achieved by the principles of Nodal Analysis Technique which was applied between the reservoir and the wellhead ignoring the surface choke and separator.computer program has been written according to two lifting environment,which are:pumping with only liquid,pumping with both liquid and gas.

There are some alternatives of artificial lift methods to increase the production of oil well or to keep it producing. Sucker rod pumping (SRP) and electrical submersible pumping (ESP) systems are selected for the design and economical evaluation of thirteen oil wells of R field. Although selected wells are already producing artificially, they are redesigned for SRP and ESP. LoadCalC software developed by Lufkin and SubPUMP developed by DSSC are used for SRP and ESP designs respectively. For economic evaluation, the rate of return (ROR) of each design is calculated for ten year period. In technical comparison, advantage of higher production ability with lower power consumption was observed in ESP applications. In wells which have lower production than 100 bpd, SRP takes the advantage as it has the ability of low volume lifting. In economical comparison it was observed that using both methods together was given better result. By increasing the number of wells that were applied ESP, 3.61% of increment in ROR was obtained relative to the present status.

Orientadores: Antonio Carlos Bannwart, Marcelo Moreira Ganzarolli<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-22T03:35:14Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Betonico_GustavodeCarvalho_M.pdf: 2382106 bytes, checksum: a84e8f76b2a2dcf28078dd9283ecef59 (MD5) Previous issue date: 2013<br>Resumo: Neste trabalho foi desenvolvido um modelo para determinação da temperatura do motor de uma bomba centrífuga submersa (BCS) sob condições variáveis de vazão e carga. Este leva em consideração o comportamento acoplado entre o motor, a bomba e o sistema de produção. Assim, dada uma frequência ajustada no variador de frequência, a temperatura do motor é determinada como resultado do equilíbrio entre a produção de calor, calculada a partir da potência que a bomba demanda do motor, e a extração do calor, calculada a partir da vazão. Neste modelo, considera-se a BCS instalada num módulo de bombeamento submarino localizado perto do poço produtor. Foi estudada a transferência de calor por convecção no módulo de bombeio, onde um escoamento descendente ocorre no anular externo entre o revestimento e a camisa de refrigeração e um fluxo ascendente ocorre no anular interno entre a camisa de refrigeração e o motor. Um estudo de transferência de calor por convecção foi elaborado comparando modelos baseados no perfil de temperatura plenamente desenvolvido com modelos que consideram o desenvolvimento da camada limite térmica. Uma vez que o único ponto de medição da temperatura se localiza na extremidade inferior do enrolamento de estator, o modelo desenvolvido neste trabalho também determina a distribuição de temperatura do motor. Um estudo de caso foi realizado com diversas viscosidades de óleo e frações de água. Os resultados mostram a elevação da temperatura do motor, quando sua velocidade é continuamente aumentada. Também se mostrou que, negligenciar os efeitos do desenvolvimento da camada limite térmica, quando ocorre escoamento laminar, pode resultar num motor superaquecido, onde na verdade, a temperatura máxima do motor é muito menor do que o seu limite superior. Modelos baseados no perfil temperatura plenamente desenvolvidos sofrem de imprecisão, quando utilizados em aplicações de fluidos viscosos, devido ao grande comprimento entrada térmica<br>Abstract: A model to predict the motor temperature of an electrical submersible pump, under variable conditions of flow rate and loading, has been developed. This model takes into account the coupled behavior between motor, pump and production system. Thus, given a frequency set in the variable speed drive, the motor temperature is determined as a result of the equilibrium between the heat generation, calculated from the power that the pump demands from the motor, and the heat extraction, calculated from the flow rate. In this model, the electrical submersible pump is supposed to be installed in a subsea pumping module located near the producer well. It has been studied the convective heat transfer in the pumping module, where a downward flow occurs in the external annulus between the casing and the shroud, and an upward flow happens in the internal annulus between the shroud and the motor. A convective heat transfer study has been run comparing models based on fully developed temperature profile and models that consider the development of the thermal boundary layer. Since the only point of temperature measurement is located at the lower end of the stator winding, the model developed in this work also determines the temperature distribution of the motor. A case study has been run with several oil viscosities and water cut. The results show a motor temperature rise when motor speed is continuously increased. It is also showed that, when laminar flow occurs, neglecting the effect of the thermal boundary layer development may result in an overheated motor prediction where actually, motor maximum temperature is much smaller than its upper limit. Fully developed temperature profile models suffer of inaccuracy when used in viscous fluid applications, due to its big thermal entry length<br>Mestrado<br>Explotação<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo

Made available in DSpace on 2014-12-17T14:55:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 EvellyneSBpdf.pdf: 1159066 bytes, checksum: 300fe338752c295fd279c5c695b984a8 (MD5) Previous issue date: 2009-09-26<br>Petr?leo Brasileiro SA - PETROBRAS<br>The Electrical Submersible Pump (ESP) has been one of the most appropriate solutions for lifting method in onshore and offshore applications. The typical features for this application are adverse temperature, viscosity fluids and gas environments. The difficulties in equipments maintenance and setup contributing to increasing costs of oil production in deep water, therefore, the optimization through automation can be a excellent approach for decrease costs and failures in subsurface equipment. This work describe a computer simulation related with the artificial lifting method ESP. This tool support the dynamic behavior of ESP approach, considering the source and electric energy transmission model for the motor, the electric motor model (including the thermal calculation), flow tubbing simulation, centrifugal pump behavior simulation with liquid nature effects and reservoir requirements. In addition, there are tri-dimensional animation for each ESP subsytem (transformer, motor, pump, seal, gas separator, command unit). This computer simulation propose a improvement for monitoring oil wells for maximization of well production. Currenty, the proprietaries simulators are based on specific equipments manufactures. Therefore, it is not possible simulation equipments of another manufactures. In the propose approach there are support for diverse kinds of manufactures equipments<br>Bombeio Centr?fugo Submerso (BCS) tem se mostrado uma das solu??es mais adequadas como m?todo de eleva??o em aplica??es onshore e offshore. As caracter?sticas t?picas desssas aplica??es s?o condi??es adversas de temperatura, fluidos viscosos e ambientes gaseificados. As dificuldades encontradas na manuten??o e instala??o de equipamentos s?o fatores que oneram a produ??o de petr?leo em ?guas profundas, com isso, a otimiza??o via automa??o, pode ser um passo fundamental para a redu??o de custos e falhas nos equipamentos de subsuperf?cie. Este trabalho apresenta um simulador computacional relacionado ao m?todo de eleva??o artificial BCS. A ferramenta representa o comportamento din?mico, considerando a transmiss?o de energia el?trica da superf?cie ao motor, modelo do motor el?trico (incluindo o efeito t?rmico), simula??o do escoamento na tubula??o, simula??o do comportamento da bomba centr?fuga, levando em considera??o os efeitos da natureza do l?quido e os aspectos do reservat?rio. Adicionalmente, s?o encontrados anima??es tridimensionais para cada subsistema BCS (transformador, motor, bomba, selo ou protetor, separador de g?s e quadro de comando). O simulador computacional prop?e uma melhoria no acompanhamento de po?os de petr?leo visando o aumento da produtividade do po?o. Atualmente, os simuladores comerciais est?o baseados em equipamentos espec?ficos do fabricante, dificultando obter resultados com outros equipamentos. Na t?cnica proposta, existe suporte para diversos fabricantes

Orientador: Antonio Carlos Bannwart<br>Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-26T04:52:38Z (GMT). No. of bitstreams: 1 Biazussi_JorgeLuiz_D.pdf: 11756361 bytes, checksum: e163630c268ec8b0c1e2a20bc1bdebc9 (MD5) Previous issue date: 2014<br>Resumo: A bomba centrífuga submersa (BCS) é uma bomba de múltiplos estágios que tem recebido muita atenção nos últimos anos, devido à sua importância para a elevação artificial de petróleo em altas vazões. Como uma parte do sistema de Elevação Artificial, a BCS é geralmente instalada no interior do poço, a fim de aumentar a vazão ou até mesmo viabilizar a produção. A presença de gás livre no fluido na entrada da bomba provoca uma diminuição do ganho de pressão fornecido pela BCS e pode conduzir a instabilidades na curva de ganho de pressão versus vazão. O objetivo deste trabalho é desenvolver e avaliar o desempenho de um modelo de deslizamento para representar o ganho de pressão em uma ampla faixa de vazão de líquido de uma BCS. Para este propósito foram realizados testes experimentais em laboratório para três BCS diferentes que operam com misturas ar - água. Especificamente, o ganho de pressão e a potência de eixo foram medidos em diferentes vazões de líquido, de gás, de pressões de entrada e rotação. Os resultados dos testes de água monofásicos foram interpretados por ajuste dos dados com um modelo de correlação genérico para o ganho de pressão e potência, tentando descrever todos os fenômenos físicos envolvidos no escoamento nos canais rotativos. Os resultados dos testes bifásicos foram discutidos em termos dos efeitos da fração de vazio, da pressão de admissão, da velocidade de rotação e da geometria da bomba. Um modelo de deslizamento para escoamento em bolhas foi proposto para representar o ganho de pressão e também foi utilizado para expressar a potência de eixo. Os dois parâmetros envolvidos no modelo, ou seja, C0 e kb?, foram ajustados aos dados e mostrou a capacidade desta abordagem em capturar as principais tendências das curvas experimentais. O parâmetro de distribuição C0 foi, em todos os casos, significativamente menor do que um, confirmando os resultados de outros autores, em escoamento bifásico descendente em tubos. Além disso, este resultado indica que os perfis de velocidade e de distribuição de fase são distorcidos pelo campo centrífugo e de Coriolis. O parâmetro kb? foi significativo apenas para a bomba radial de menor vazão, o que confirma a ideia de que para altas vazões de líquido, as bolhas de gás são dispersadas através do líquido e o deslizamento torna-se insignificante<br>Abstract: The Electrical Submersible Pump (ESP) is a multiple stage pump which has been receiving a lot of attention in recent years in due to its importance for the Artificial Lift of petroleum at high flow rates. As a part of the AL system, the ESP is often installed inside the well in order to either viabilize the production or increase its flow rate. The presence of free gas within the fluid entering the pump causes a decrease in the head provided by the ESP and may lead to instabilities in the head-capacity curve. The aim of this work is to develop and evaluate the performance of a drift flux model to represent the head in the entire liquid flow rate range of an ESP. For this purpose, experimental performance tests to determine the characteristic curves were performed in laboratory for three different ESPs operating with water and water-air mixtures. Specifically, the head and brakehorsepower were measured at different flow liquid and gas flow rates, inlet pressures and rotation speeds. The results from the single-phase water tests were interpreted by fitting generic correlation models for the head and power to the data, trying to describe all basic phenomena involved in the rotating channel flow. The results from the two-phase runs were discussed in terms of the effects of the mixture composition, intake pressure, rotation speed and pump geometry. A drift flux model for bubbly flow was proposed to represent the head and also used to express the power. The two parameters involved in the model, namely C0 and kb? , were fitted to the data and showed good capability of this approach to capture the main trends of the experimental curves. The distribution parameter C0 was in all cases significantly lower than one, confirming the findings by other authors in two-phase downward pipe flow. Also, this result indicates that the velocity and phase distribution profiles are distorted by both the centripetal and Coriolis fields. The drift parameter kb? was significant for the smallest capacity radial pump only, confirming the idea that at sufficiently high liquid flow rates, the gas bubbles are dispersed through the liquid and drift becomes negligible<br>Doutorado<br>Explotação<br>Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo