Il a été prouvé que les composants de protection des pompes protègent ces dernières du sable et prolongent leur durée de vie dans les puits non conventionnels. Cette solution contrôle le reflux du sable de fracturation et autres solides susceptibles d'entraîner des surcharges et des arrêts de production. La technologie sous-jacente élimine les problèmes liés à l'incertitude de la distribution granulométrique.
Avec le recours croissant aux pompes électriques submersibles (ESP) dans les puits de pétrole, prolonger la durée de vie de ces systèmes devient primordial. La durée de vie et les performances des pompes de pompage artificiel sont sensibles à la présence de particules solides dans les fluides produits. L'augmentation de la concentration de ces particules entraîne une diminution significative de la durée de vie et des performances des ESP. De plus, la présence de particules solides accroît la durée d'arrêt des puits et la fréquence des interventions nécessaires au remplacement des ESP.
Les particules solides qui circulent fréquemment dans les pompes de remontée artificielle comprennent le sable de formation, les agents de soutènement utilisés pour la fracturation hydraulique, le ciment et les particules métalliques érodées ou corrodées. Les technologies de fond de puits conçues pour séparer les solides vont des cyclones à faible rendement aux treillis métalliques 3D en acier inoxydable à haut rendement. Les dessableurs à vortex de fond de puits sont utilisés depuis des décennies dans les puits conventionnels, principalement pour protéger les pompes des grosses particules pendant la production. Cependant, les puits non conventionnels sont sujets à des écoulements à bouchons intermittents, ce qui limite le fonctionnement des séparateurs à vortex de fond de puits existants.
Plusieurs variantes de systèmes combinant filtres de contrôle du sable et désableurs à vortex de fond de puits ont été proposées pour protéger les pompes immergées (ESP). Cependant, la protection et les performances de production de ces pompes présentent des lacunes dues à l'incertitude quant à la granulométrie et au volume des solides produits par chaque puits. Cette incertitude accroît la longueur des composants de contrôle du sable, réduisant ainsi la profondeur d'installation de l'ESP, limitant son potentiel de déclin de production et impactant négativement la rentabilité du puits. Des profondeurs d'installation plus importantes sont privilégiées dans les puits non conventionnels. Toutefois, l'utilisation de désableurs et d'ancrages de boue à bouchon mâle pour suspendre les longs ensembles rigides de contrôle du sable dans les sections de tubage présentant des coudes importants a limité l'amélioration du MTBF des ESP. La corrosion du tube intérieur est un autre aspect de cette conception qui n'a pas été suffisamment évalué.
Les auteurs d'un article de 2005 ont présenté les résultats expérimentaux d'un séparateur de sable de fond de puits basé sur un tube cyclonique (Figure 1), fonctionnant grâce à l'action cyclonique et à la gravité. Leurs résultats ont démontré que l'efficacité de séparation dépend de la viscosité de l'huile, du débit et de la taille des particules. Ils ont également montré que l'efficacité du séparateur est fortement dépendante de la vitesse limite des particules. L'efficacité de séparation diminue avec la diminution du débit, la diminution de la taille des particules solides et l'augmentation de la viscosité de l'huile (Figure 2). Pour un séparateur de fond de puits à tube cyclonique classique, l'efficacité de séparation chute à environ 10 % lorsque la taille des particules atteint environ 100 µm. De plus, l'augmentation du débit entraîne une usure par érosion du séparateur vortex, ce qui réduit la durée de vie de ses composants structurels.
L'alternative logique suivante consiste à utiliser un tamis de contrôle de sable 2D à largeur de fente définie. La granulométrie et la distribution des particules sont des facteurs importants à prendre en compte lors du choix des tamis pour filtrer les solides issus de la production de puits conventionnels ou non conventionnels, mais ces paramètres peuvent être inconnus. Les solides peuvent provenir du réservoir, mais leur composition peut varier d'un talon à l'autre ; le tamis peut également devoir filtrer le sable issu de la fracturation hydraulique. Dans les deux cas, le coût de la collecte, de l'analyse et des tests des solides peut être prohibitif.
Si la crépine de tubage 2D n'est pas correctement configurée, la rentabilité du puits peut s'en trouver compromise. Des ouvertures trop petites peuvent entraîner un colmatage prématuré, des arrêts de production et des interventions correctives. À l'inverse, des ouvertures trop grandes permettent aux particules solides de pénétrer librement dans le processus de production, ce qui peut corroder les conduites de pétrole, endommager les pompes de remontée artificielle, obstruer les vannes de surface et remplir les séparateurs de surface, nécessitant un sablage et leur élimination. Cette situation exige une solution simple et économique permettant de prolonger la durée de vie de la pompe et de s'adapter à une large gamme de granulométries de sable.
Pour répondre à ce besoin, une étude a été menée sur l'utilisation de systèmes de vannes associés à un treillis métallique en acier inoxydable, insensible à la granulométrie des particules solides. Les études ont démontré qu'un treillis métallique en acier inoxydable à porosité variable et à structure 3D permet de contrôler efficacement les particules solides de différentes tailles, sans qu'il soit nécessaire de connaître leur granulométrie. Ce treillis métallique 3D en acier inoxydable permet de contrôler efficacement les grains de sable de toutes tailles, sans nécessiter de filtration secondaire.
Un ensemble de vannes monté au bas du tamis permet la poursuite de la production jusqu'à l'extraction de la pompe immergée. Il empêche la récupération immédiate de cette dernière après la fermeture du tamis. L'ensemble tamis de contrôle du sable à l'entrée et vannes ainsi constitué protège les pompes immergées, les pompes à tiges et les systèmes de gaz lift des particules solides pendant la production en purifiant le flux de fluide. Il offre une solution économique pour prolonger la durée de vie des pompes sans avoir à adapter les caractéristiques du réservoir à différentes situations.
Conception de protection de pompe de première génération. Un système de protection de pompe utilisant des crépines en laine d'acier inoxydable a été déployé dans un puits de drainage gravitaire assisté par vapeur dans l'Ouest canadien afin de protéger la pompe immergée (ESP) des particules solides pendant la production. Les crépines filtrent les particules solides nocives présentes dans le fluide de production à son entrée dans la colonne de production. Dans cette colonne, les fluides s'écoulent vers l'entrée de l'ESP, d'où ils sont pompés vers la surface. Des garnitures peuvent être installées entre la crépine et l'ESP pour assurer une isolation zonale entre la zone de production et la partie supérieure du puits.
Au fil du temps, l'espace annulaire entre la crépine et le tubage tend à se boucher avec du sable, ce qui augmente la résistance à l'écoulement. Finalement, le sable se bouche complètement, interrompt le flux et crée une différence de pression entre le puits et la colonne de production, comme illustré sur la figure 3. À ce stade, le fluide ne peut plus s'écouler vers la pompe immergée (ESP) et la colonne de production doit être retirée. Selon plusieurs variables liées à la production de solides, la durée nécessaire pour interrompre le flux à travers le pont de sable sur la crépine peut être inférieure à la durée pendant laquelle l'ESP peut pomper le fluide chargé de solides jusqu'à la surface (temps moyen entre les pannes). C'est pourquoi une deuxième génération de composants a été développée.
Ensemble de protection de pompe de deuxième génération. Le système de crépine d'entrée PumpGuard* et son système de vanne sont suspendus sous la pompe REDA* (Figure 4), un exemple de complétion ESP non conventionnelle. Une fois le puits en production, la crépine filtre les solides produits, mais elle commence lentement à se boucher avec le sable, créant ainsi une différence de pression. Lorsque cette différence de pression atteint la pression d'ouverture de la vanne, celle-ci s'ouvre, permettant au fluide de s'écouler directement dans la colonne de production jusqu'à l'ESP. Ce flux égalise la différence de pression de part et d'autre de la crépine, desserrant l'adhérence des sacs de sable situés à l'extérieur de celle-ci. Le sable peut alors s'échapper de l'espace annulaire, ce qui réduit la résistance à l'écoulement à travers la crépine et permet la reprise du débit. Lorsque la différence de pression diminue, la vanne se referme et le débit normal reprend. Ce cycle se répète jusqu'à ce qu'il soit nécessaire de sortir l'ESP du puits pour maintenance. Les études de cas présentées dans cet article démontrent que le système permet d'allonger considérablement la durée de vie de la pompe par rapport à une complétion par crépine seule.
Pour cette installation récente, une solution économique a été mise en place pour isoler la zone entre le treillis métallique en acier inoxydable et le précipitateur électrostatique. Un obturateur à coupelles orienté vers le bas est monté au-dessus de la section de tamisage. Au-dessus de cet obturateur, des perforations supplémentaires au centre du tube permettent au fluide produit de migrer de l'intérieur du tamis vers l'espace annulaire situé au-dessus de l'obturateur, où il peut ensuite pénétrer dans l'orifice d'entrée du précipitateur électrostatique.
Le filtre en treillis métallique en acier inoxydable choisi pour cette solution présente plusieurs avantages par rapport aux filtres 2D à mailles espacées. Les filtres 2D reposent principalement sur le passage des particules à travers les mailles ou les fentes du filtre pour former des poches de sable et assurer le contrôle du sable. Cependant, comme une seule valeur d'espacement peut être sélectionnée pour le tamis, celui-ci devient très sensible à la granulométrie du fluide produit.
À l'inverse, le lit de mailles épaisses des filtres en treillis d'acier inoxydable offre une porosité élevée (92 %) et une large section de passage (40 %) pour le fluide de puits produit. Le filtre est fabriqué en comprimant une maille en laine d'acier inoxydable et en l'enroulant directement autour d'un tube central perforé, puis en l'encapsulant dans un couvercle de protection perforé soudé au tube central à chaque extrémité. La distribution des pores dans le lit de mailles, l'orientation angulaire non uniforme (allant de 15 µm à 600 µm) permet aux fines particules inoffensives de s'écouler le long d'un chemin d'écoulement 3D vers le tube central après que les particules plus grosses et nocives ont été piégées dans la maille. Des tests de rétention de sable sur des échantillons de ce tamis ont démontré que le filtre maintient une perméabilité élevée car le fluide est généré à travers le tamis. En effet, ce filtre à « taille unique » peut traiter toutes les distributions granulométriques des fluides produits rencontrés. Ce tamis en laine d'acier inoxydable a été développé par un grand opérateur dans les années 1980 spécifiquement pour les complétions de tamis autonomes dans les réservoirs stimulés à la vapeur et possède un Solide expérience en matière d'installations réussies.
L'ensemble de vannes comprend une vanne à ressort qui permet un écoulement unidirectionnel vers la colonne de production depuis la zone de production. En ajustant la précharge du ressort hélicoïdal avant l'installation, la vanne peut être personnalisée pour atteindre la pression d'ouverture souhaitée pour l'application. Généralement, une vanne est installée sous le treillis métallique en acier inoxydable afin de créer une voie d'écoulement secondaire entre le réservoir et la pompe immergée. Dans certains cas, plusieurs vannes et treillis métalliques en acier inoxydable fonctionnent en série, la vanne centrale ayant une pression d'ouverture inférieure à celle de la vanne inférieure.
Au fil du temps, les particules de formation comblent l'espace annulaire entre la surface extérieure de la crépine du protecteur de pompe et la paroi du tubage de production. À mesure que la cavité se remplit de sable et que les particules se consolident, la perte de charge à travers le filtre augmente. Lorsque cette perte de charge atteint une valeur prédéfinie, le clapet anti-retour s'ouvre et permet un écoulement direct à travers l'entrée de la pompe. À ce stade, le flux dans la conduite est capable de désagréger le sable précédemment consolidé le long de la surface extérieure du filtre. En raison de la diminution de la différence de pression, l'écoulement reprend à travers le filtre et le clapet d'admission se ferme. Par conséquent, la pompe ne reçoit le flux direct du clapet que pendant une courte période. Ceci prolonge la durée de vie de la pompe, car la majeure partie du flux est constituée du fluide filtré à travers le filtre à sable.
Le système de protection des pompes a été mis en œuvre avec des obturateurs dans trois puits différents du bassin du Delaware, aux États-Unis. L'objectif principal est de réduire le nombre de démarrages et d'arrêts des pompes immergées (ESP) dus aux surcharges liées au sable et d'accroître leur disponibilité afin d'améliorer la production. Le système de protection est suspendu à l'extrémité inférieure de la colonne de pompage. Les résultats obtenus sur le puits de pétrole démontrent une performance stable de la pompe, une réduction des vibrations et de l'intensité du courant, ainsi que l'efficacité de la technologie de protection. Après l'installation du nouveau système, les temps d'arrêt liés au sable et aux particules solides ont été réduits de 75 % et la durée de vie de la pompe a augmenté de plus de 22 %.
Un système de pompe immergée (ESP) a été installé dans un nouveau puits de forage et de fracturation situé dans le comté de Martin, au Texas. La partie verticale du puits mesure environ 9 000 pieds et la partie horizontale s'étend jusqu'à 12 000 pieds de profondeur mesurée (MD). Lors des deux premières complétions, un séparateur de sable à vortex de fond de puits, équipé de six raccords de tubage, a été installé comme partie intégrante du système ESP. Pour deux installations consécutives utilisant le même type de séparateur de sable, un comportement instable des paramètres de fonctionnement de l'ESP (intensité du courant et vibrations) a été observé. L'analyse après démontage de l'unité ESP extraite a révélé que le séparateur de gaz à vortex était obstrué par des corps étrangers, identifiés comme étant du sable, car non magnétique et ne réagissant pas chimiquement avec l'acide.
Dans la troisième installation de la pompe immergée (ESP), un treillis métallique en acier inoxydable a remplacé le séparateur de sable pour le contrôle du sable. Après l'installation du nouveau système de protection de la pompe, l'ESP a présenté un fonctionnement plus stable, réduisant les fluctuations du courant moteur d'environ 19 A pour l'installation n° 2 à environ 6,3 A pour l'installation n° 3. Les vibrations sont plus stables et leur tendance a diminué de 75 %. La perte de charge est également restée stable, avec des fluctuations très faibles par rapport à l'installation précédente, et a même gagné 100 psi. Les arrêts pour surcharge de l'ESP ont été éliminés et l'ESP fonctionne avec de faibles vibrations.
Puits B. Dans un puits près d'Eunice, au Nouveau-Mexique, un autre puits non conventionnel était équipé d'une pompe immergée (ESP), mais sans système de protection de la pompe. Après la mise en service initiale, l'ESP a commencé à présenter un comportement erratique. Des fluctuations de courant et de pression étaient associées à des pics de vibration. Après 137 jours de fonctionnement dans ces conditions, l'ESP est tombée en panne et a été remplacée. Cette seconde installation comprend un nouveau système de protection de la pompe, avec la même configuration d'ESP. Après la reprise de la production du puits, l'ESP fonctionnait normalement, avec un ampérage stable et des vibrations réduites. Au moment de la publication, cette seconde installation d'ESP avait dépassé les 300 jours de fonctionnement, une amélioration significative par rapport à la précédente.
Puits C. La troisième installation du système sur site a eu lieu à Mentone, au Texas, par une société spécialisée dans le secteur pétrolier et gazier qui subissait des arrêts de production et des défaillances de ses pompes immergées (ESP) dues à la production de sable et souhaitait améliorer la disponibilité de ses pompes. Les opérateurs utilisent généralement des séparateurs de sable de fond de puits avec tubage dans chaque puits équipé d'une ESP. Cependant, une fois le tubage rempli de sable, le séparateur laisse passer ce dernier à travers la section de pompage, corrodant l'étage de pompe, les roulements et l'arbre, ce qui entraîne une perte de charge. Après la mise en service du nouveau système avec le protecteur de pompe, l'ESP bénéficie d'une durée de vie opérationnelle prolongée de 22 %, d'une chute de pression plus stable et d'une meilleure disponibilité des pompes.
Le nombre d'arrêts liés au sable et aux solides pendant le fonctionnement a diminué de 75 %, passant de 8 surcharges dans la première installation à 2 dans la seconde. Le nombre de redémarrages réussis après un arrêt pour surcharge a quant à lui augmenté de 30 %, passant de 8 dans la première installation. Au total, 12 interventions ont été réalisées dans la seconde installation, contre 8 auparavant, ce qui a permis de réduire les contraintes électriques sur l'équipement et d'accroître la durée de vie du précipitateur électrostatique.
La figure 5 montre l'augmentation soudaine de la signature de pression d'admission (en bleu) lorsque la grille en acier inoxydable est bloquée et que l'ensemble de vannes est ouvert. Cette signature de pression peut encore améliorer l'efficacité de la production en prédisant les défaillances ESP liées au sable, de sorte que les opérations de remplacement avec des appareils de reconditionnement peuvent être planifiées.
1 Martins, JA, ES Rosa, S. Robson, « Analyse expérimentale d'un tube à tourbillon en tant que dispositif de désableur de fond de puits », SPE Paper 94673-MS, présenté à la conférence SPE sur l'ingénierie pétrolière en Amérique latine et dans les Caraïbes, Rio de Janeiro, Brésil, 20 juin – 23 février 2005. https://doi.org/10.2118/94673-MS.
Cet article contient des éléments du document SPE 207926-MS, présenté à l'Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference à Abu Dhabi, Émirats arabes unis, du 15 au 18 novembre 2021.
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