È stato dimostrato che i componenti di protezione della pompa proteggono le pompe dalla sabbia e prolungano la vita operativa degli ESP nei pozzi non convenzionali. Questa soluzione controlla il riflusso della sabbia di fratturazione e di altri solidi che possono causare sovraccarichi e tempi di fermo. La tecnologia abilitante elimina i problemi associati all'incertezza nella distribuzione granulometrica delle particelle.
Poiché sempre più pozzi petroliferi fanno affidamento sugli ESP, estendere la durata dei sistemi di pompaggio sommergibile elettrico (ESP) diventa sempre più importante. La durata operativa e le prestazioni delle pompe di sollevamento artificiale sono sensibili ai solidi presenti nei fluidi prodotti. La durata operativa e le prestazioni dell'ESP sono diminuite significativamente con l'aumento delle particelle solide. Inoltre, i solidi aumentano i tempi di fermo del pozzo e la frequenza di intervento necessaria per sostituire l'ESP.
Le particelle solide che spesso scorrono attraverso le pompe di sollevamento artificiali includono sabbia di formazione, materiali di sostegno per fratturazione idraulica, cemento e particelle metalliche erose o corrose. Le tecnologie di fondo pozzo progettate per separare i solidi vanno dai cicloni a bassa efficienza alle reti metalliche in acciaio inossidabile 3D ad alta efficienza. I desabbiatori a vortice di fondo pozzo sono stati utilizzati nei pozzi convenzionali per decenni e servono principalmente a proteggere le pompe dalle particelle di grandi dimensioni durante la produzione. Tuttavia, i pozzi non convenzionali sono soggetti a un flusso intermittente di slug, che fa sì che la tecnologia esistente dei separatori a vortice di fondo pozzo funzioni solo a intermittenza.
Sono state proposte diverse varianti di schermi combinati per il controllo della sabbia e desabbiatori a vortice di fondo pozzo per proteggere gli ESP. Tuttavia, ci sono lacune nelle prestazioni di protezione e produzione di tutte le pompe a causa dell'incertezza nella distribuzione delle dimensioni e nel volume dei solidi prodotti da ciascun pozzo. L'incertezza aumenta la lunghezza dei componenti di controllo della sabbia, riducendo così la profondità a cui può essere impostato l'ESP, limitando il potenziale di declino del giacimento dell'ESP e influendo negativamente sull'economia del pozzo. Profondità di impostazione maggiori sono preferite nei pozzi non convenzionali. Tuttavia, l'uso di desabbiatori e ancore di fango con tappo maschio per sospendere lunghi e rigidi gruppi di controllo della sabbia in sezioni di rivestimento con elevata severità dogleg ha limitato i miglioramenti MTBF dell'ESP. La corrosione del tubo interno è un altro aspetto di questa progettazione che non è stato valutato adeguatamente.
Gli autori di un articolo del 2005 hanno presentato i risultati sperimentali di un separatore di sabbia a fondo foro basato su un tubo ciclonico (Figura 1), che dipendeva dall'azione del ciclone e dalla gravità, per dimostrare che l'efficienza di separazione dipende dalla viscosità dell'olio, dalla portata e dalla granulometria. Essi dimostrano che l'efficienza del separatore dipende in larga misura dalla velocità terminale delle particelle. L'efficienza di separazione diminuisce con la diminuzione della portata, la diminuzione della granulometria delle particelle solide e l'aumento della viscosità dell'olio, Figura 2. Per un tipico separatore a fondo foro con tubo ciclonico, l'efficienza di separazione scende a circa il 10% quando la granulometria scende a circa 100 µm. Inoltre, all'aumentare della portata, il separatore a vortice è soggetto a usura da erosione, che influisce sulla durata dei componenti strutturali.
La successiva alternativa logica è quella di utilizzare un setaccio di controllo della sabbia 2D con una larghezza di fessura definita. La dimensione e la distribuzione delle particelle sono considerazioni importanti quando si selezionano i setacciatori per filtrare i solidi nella produzione di pozzi convenzionali o non convenzionali, ma potrebbero essere sconosciute. I solidi possono provenire dal giacimento, ma possono variare da un livello all'altro; in alternativa, il setaccio potrebbe dover filtrare la sabbia dalla fratturazione idraulica. In entrambi i casi, il costo della raccolta, dell'analisi e dei test dei solidi può essere proibitivo.
Se la griglia tubolare 2D non è configurata correttamente, i risultati possono compromettere l'aspetto economico del pozzo. Le aperture della griglia per la sabbia troppo piccole possono causare ostruzioni premature, arresti e la necessità di interventi correttivi. Se sono troppo grandi, consentono ai solidi di entrare liberamente nel processo di produzione, il che può corrodere le condotte petrolifere, danneggiare le pompe di sollevamento artificiali, eliminare le strozzature superficiali e riempire i separatori superficiali, richiedendo sabbiatura e smaltimento. Questa situazione richiede una soluzione semplice ed economica che possa prolungare la durata della pompa e coprire un'ampia distribuzione di dimensioni di sabbia.
Per soddisfare questa esigenza, è stato condotto uno studio sull'uso di gruppi valvola in combinazione con rete metallica in acciaio inossidabile, che è insensibile alla distribuzione dei solidi risultante. Gli studi hanno dimostrato che la rete metallica in acciaio inossidabile con dimensioni dei pori variabili e struttura 3D può controllare efficacemente solidi di varie dimensioni senza conoscere la distribuzione granulometrica dei solidi risultanti. La rete metallica in acciaio inossidabile 3D può controllare efficacemente i granelli di sabbia di tutte le dimensioni, senza la necessità di una filtrazione secondaria aggiuntiva.
Un gruppo valvola montato sul fondo dello schermo consente alla produzione di continuare finché l'ESP non viene estratto. Impedisce che l'ESP venga recuperato immediatamente dopo aver coperto lo schermo. Il gruppo valvola e lo schermo di controllo della sabbia in ingresso proteggono gli ESP, le pompe di sollevamento dell'asta e i completamenti del sollevamento del gas dai solidi durante la produzione pulendo il flusso del fluido e forniscono una soluzione conveniente per prolungare la durata della pompa senza dover adattare le caratteristiche del serbatoio a diverse situazioni.
Progettazione di protezione della pompa di prima generazione. Un gruppo di protezione della pompa che utilizza filtri in lana di acciaio inossidabile è stato installato in un pozzo di drenaggio gravitazionale assistito da vapore nel Canada occidentale per proteggere l'ESP dai solidi durante la produzione. I filtri filtrano i solidi nocivi dal fluido di produzione quando entra nella stringa di produzione. All'interno della stringa di produzione, i fluidi scorrono verso l'ingresso dell'ESP, da dove vengono pompati in superficie. È possibile utilizzare dei packer tra il filtro e l'ESP per fornire un isolamento zonale tra la zona di produzione e il pozzo superiore.
Nel corso della produzione, lo spazio anulare tra il filtro e il rivestimento tende a creare un ponte con la sabbia, aumentando la resistenza al flusso. Alla fine, l'anello si crea completamente, interrompendo il flusso e creando un differenziale di pressione tra il pozzo e la stringa di produzione, come mostrato in Figura 3. A questo punto, il fluido non può più fluire verso l'ESP e la stringa di completamento deve essere rimossa. A seconda di diverse variabili relative alla produzione di solidi, il tempo necessario per interrompere il flusso attraverso il ponte di solidi sul filtro potrebbe essere inferiore al tempo che consentirebbe all'ESP di pompare il fluido carico di solidi a terra nel tempo medio tra guasti, pertanto è stata sviluppata la seconda generazione di componenti.
Gruppo di protezione della pompa di seconda generazione. Il sistema di controllo della sabbia in ingresso PumpGuard* e il gruppo valvola sono sospesi sotto la pompa REDA* nella Figura 4, un esempio di completamento ESP non convenzionale. Una volta che il pozzo è in produzione, il filtro filtra i solidi in produzione, ma inizierà lentamente a creare un ponte con la sabbia e a creare una differenza di pressione. Quando questa pressione differenziale raggiunge la pressione di rottura impostata sulla valvola, la valvola si apre, consentendo al fluido di fluire direttamente nella stringa di tubi verso l'ESP. Questo flusso equalizza la differenza di pressione attraverso il filtro, allentando la presa dei sacchi di sabbia sulla parte esterna del filtro. La sabbia è libera di fuoriuscire dall'anello, il che riduce la resistenza al flusso attraverso il filtro e consente la ripresa del flusso. Quando la pressione differenziale diminuisce, la valvola torna in posizione chiusa e riprendono le normali condizioni di flusso. Ripetere questo ciclo finché non è necessario estrarre l'ESP dal foro per la manutenzione. I casi di studio evidenziati in questo articolo dimostrano che il sistema è in grado di estendere significativamente la durata della pompa rispetto al solo completamento della schermatura.
Per la recente installazione, è stata introdotta una soluzione economica per l'isolamento dell'area tra la rete metallica in acciaio inossidabile e l'ESP. Un packer a tazza rivolto verso il basso è montato sopra la sezione del filtro. Sopra il packer a tazza, ulteriori perforazioni del tubo centrale forniscono un percorso di flusso che consente al fluido prodotto di migrare dall'interno del filtro allo spazio anulare sopra il packer, dove il fluido può entrare nell'ingresso dell'ESP.
Il filtro a rete metallica in acciaio inossidabile scelto per questa soluzione offre diversi vantaggi rispetto ai tipi di rete 2D basati su fessure. I filtri 2D si basano principalmente sulle particelle che attraversano fessure o fessure del filtro per creare sacchi di sabbia e garantire il controllo della sabbia. Tuttavia, poiché è possibile selezionare un solo valore di fessura per lo schermo, lo schermo diventa altamente sensibile alla distribuzione granulometrica delle particelle del fluido prodotto.
Al contrario, il letto a maglie spesse dei filtri a maglie metalliche in acciaio inossidabile fornisce un'elevata porosità (92%) e un'ampia area di flusso aperto (40%) per il fluido del pozzo prodotto. Il filtro è costruito comprimendo una maglia di pile di acciaio inossidabile e avvolgendola direttamente attorno a un tubo centrale perforato, quindi incapsulandola all'interno di una copertura protettiva perforata che è saldata al tubo centrale a ciascuna estremità. La distribuzione dei pori nel letto a maglie, l'orientamento angolare non uniforme (che va da 15 µm a 600 µm) consente alle particelle fini innocue di fluire lungo un percorso di flusso 3D verso il tubo centrale dopo che le particelle più grandi e nocive sono intrappolate all'interno della maglia. I test di ritenzione della sabbia su campioni di questo setaccio hanno dimostrato che il filtro mantiene un'elevata permeabilità perché il fluido viene generato attraverso il setaccio. In effetti, questo filtro a "dimensione" singola può gestire tutte le distribuzioni delle dimensioni delle particelle dei fluidi prodotti incontrati. Questo schermo in lana di acciaio inossidabile è stato sviluppato da un importante operatore negli anni '80 specificamente per i completamenti dello schermo autonomo nel vapore ha stimolato i bacini idrici e vanta una lunga storia di installazioni di successo.
Il gruppo valvola è costituito da una valvola a molla che consente un flusso unidirezionale nella tubazione dall'area di produzione. Regolando il precarico della molla elicoidale prima dell'installazione, la valvola può essere personalizzata per ottenere la pressione di apertura desiderata per l'applicazione. In genere, una valvola viene posizionata sotto la rete metallica in acciaio inossidabile per fornire un percorso di flusso secondario tra il serbatoio e l'ESP. In alcuni casi, più valvole e reti in acciaio inossidabile funzionano in serie, con la valvola centrale che ha una pressione di apertura inferiore rispetto alla valvola più bassa.
Nel tempo, le particelle di formazione riempiono l'area anulare tra la superficie esterna dello schermo del gruppo di protezione della pompa e la parete del corpo di produzione. Man mano che la cavità si riempie di sabbia e le particelle si consolidano, la caduta di pressione attraverso il sacco di sabbia aumenta. Quando questa caduta di pressione raggiunge un valore preimpostato, la valvola conica si apre e consente il flusso direttamente attraverso l'ingresso della pompa. In questa fase, il flusso attraverso il tubo è in grado di rompere la sabbia precedentemente consolidata lungo la parte esterna del filtro dello schermo. A causa della ridotta differenza di pressione, il flusso riprenderà attraverso lo schermo e la valvola di aspirazione si chiuderà. Pertanto, la pompa può vedere il flusso direttamente dalla valvola solo per un breve periodo di tempo. Ciò prolunga la durata della pompa, poiché la maggior parte del flusso è costituita dal fluido filtrato attraverso lo schermo di sabbia.
Il sistema di protezione della pompa è stato utilizzato con packer in tre pozzi diversi nel bacino del Delaware negli Stati Uniti. L'obiettivo principale è ridurre il numero di avviamenti e arresti dell'ESP dovuti a sovraccarichi dovuti alla sabbia e aumentare la disponibilità dell'ESP per migliorare la produzione. Il sistema di protezione della pompa è sospeso dall'estremità inferiore della stringa ESP. I risultati del pozzo petrolifero mostrano prestazioni stabili della pompa, vibrazioni e intensità di corrente ridotte e tecnologia di protezione della pompa. Dopo l'installazione del nuovo sistema, i tempi di fermo dovuti a sabbia e solidi sono stati ridotti del 75% e la durata della pompa è aumentata di oltre il 22%.
Un pozzo. Un sistema ESP è stato installato in un nuovo pozzo di perforazione e fratturazione nella contea di Martin, in Texas. La porzione verticale del pozzo è lunga circa 9.000 piedi (2744 metri) e quella orizzontale si estende fino a 12.000 piedi (3644 metri), profondità misurata (MD). Per i primi due completamenti, è stato installato un sistema di separazione di sabbia a vortice di fondo pozzo con sei connessioni di rivestimento come parte integrante del completamento ESP. Per due installazioni consecutive utilizzando lo stesso tipo di separatore di sabbia, è stato osservato un comportamento instabile dei parametri operativi ESP (intensità di corrente e vibrazioni). L'analisi di smontaggio dell'unità ESP estratta ha rivelato che il gruppo del separatore di gas a vortice era intasato da corpi estranei, che sono stati identificati come sabbia perché non è magnetica e non reagisce chimicamente con gli acidi.
Nella terza installazione ESP, la rete metallica in acciaio inossidabile ha sostituito il separatore di sabbia come mezzo di controllo della sabbia ESP. Dopo l'installazione del nuovo sistema di protezione della pompa, l'ESP ha mostrato un comportamento più stabile, riducendo l'intervallo di fluttuazioni della corrente del motore da ~19 A per l'installazione n. 2 a ~6,3 A per l'installazione n. 3. Le vibrazioni sono più stabili e la tendenza è ridotta del 75%. Anche la caduta di pressione è rimasta stabile, con fluttuazioni molto ridotte rispetto all'installazione precedente e ha guadagnato ulteriori 100 psi di caduta di pressione. Gli arresti per sovraccarico dell'ESP sono ridotti del 100% e l'ESP funziona con basse vibrazioni.
Pozzo B. In un pozzo vicino a Eunice, nel Nuovo Messico, un altro pozzo non convenzionale aveva installato un ESP ma nessuna protezione della pompa. Dopo il calo iniziale di pressione, l'ESP ha iniziato a mostrare un comportamento irregolare. Le fluttuazioni di corrente e pressione sono associate a picchi di vibrazione. Dopo aver mantenuto queste condizioni per 137 giorni, l'ESP si è guastato ed è stato installato un sostituto. La seconda installazione include un nuovo sistema di protezione della pompa con la stessa configurazione ESP. Dopo che il pozzo ha ripreso la produzione, l'ESP funzionava normalmente, con amperaggio stabile e meno vibrazioni. Al momento della pubblicazione, la seconda serie di ESP aveva raggiunto oltre 300 giorni di funzionamento, un miglioramento significativo rispetto all'installazione precedente.
Pozzo C. La terza installazione in loco del sistema è stata effettuata a Mentone, in Texas, da un'azienda specializzata nel settore petrolifero e del gas che ha riscontrato interruzioni e guasti dell'ESP a causa della produzione di sabbia e desiderava migliorare i tempi di attività della pompa. In genere gli operatori utilizzano separatori di sabbia di fondo pozzo con rivestimento in ogni pozzo ESP. Tuttavia, una volta che il rivestimento si riempie di sabbia, il separatore consente alla sabbia di fluire attraverso la sezione della pompa, corrodendo lo stadio della pompa, i cuscinetti e l'albero, con conseguente perdita di portanza. Dopo aver utilizzato il nuovo sistema con il protettore della pompa, l'ESP ha una durata operativa più lunga del 22% con una caduta di pressione più stabile e tempi di attività migliori correlati all'ESP.
Il numero di arresti dovuti a sabbia e solidi durante il funzionamento è diminuito del 75%, passando da 8 eventi di sovraccarico nella prima installazione a due nella seconda, e il numero di riavvii riusciti dopo l'arresto per sovraccarico è aumentato del 30%, passando da 8 nella prima installazione. Nell'installazione secondaria sono stati eseguiti 12 eventi, per un totale di 8 eventi, riducendo lo stress elettrico sulle apparecchiature e aumentando la vita operativa dell'ESP.
La figura 5 mostra l'aumento improvviso della firma della pressione di aspirazione (blu) quando la rete in acciaio inossidabile è bloccata e il gruppo valvola è aperto. Questa firma della pressione può migliorare ulteriormente l'efficienza produttiva prevedendo guasti dell'ESP correlati alla sabbia, in modo da poter pianificare operazioni di sostituzione con impianti di ricondizionamento.
1 Martins, JA, ES Rosa, S. Robson, "Analisi sperimentale del tubo a vortice come dispositivo di desabbiatura di fondo pozzo", SPE Paper 94673-MS, presentato alla conferenza SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering, Rio de Janeiro, Brasile, 20 giugno - 23 febbraio 2005. https://doi.org/10.2118/94673-MS.
Questo articolo contiene elementi tratti dal documento SPE 207926-MS, presentato all'Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference, tenutasi ad Abu Dhabi, Emirati Arabi Uniti, dal 15 al 18 novembre 2021.
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