È dimostrato che i componenti di protezione delle pompe proteggono le pompe dalla sabbia e prolungano la durata operativa delle pompe sommergibili elettriche (ESP) nei pozzi non convenzionali. Questa soluzione controlla il riflusso di sabbia da fratturazione e altri solidi che possono causare sovraccarichi e tempi di inattività. La tecnologia abilitante elimina i problemi associati all'incertezza della distribuzione granulometrica.
Poiché un numero sempre maggiore di pozzi petroliferi si affida alle pompe sommergibili elettriche (ESP), prolungare la durata di vita di questi sistemi diventa sempre più importante. La durata operativa e le prestazioni delle pompe di sollevamento artificiale sono sensibili alla presenza di solidi nei fluidi prodotti. La durata operativa e le prestazioni delle ESP diminuiscono significativamente con l'aumento delle particelle solide. Inoltre, i solidi aumentano i tempi di fermo pozzo e la frequenza degli interventi di manutenzione necessari per la sostituzione delle ESP.
Le particelle solide che spesso attraversano le pompe di sollevamento artificiale includono sabbia di formazione, agenti di sostegno per la fratturazione idraulica, cemento e particelle metalliche erose o corrose. Le tecnologie di fondo pozzo progettate per separare i solidi spaziano dai cicloni a bassa efficienza alle reti metalliche in acciaio inossidabile 3D ad alta efficienza. I dissabbiatori a vortice di fondo pozzo sono utilizzati nei pozzi convenzionali da decenni e servono principalmente a proteggere le pompe dalle particelle di grandi dimensioni durante la produzione. Tuttavia, i pozzi non convenzionali sono soggetti a flussi intermittenti a bolle, il che fa sì che l'attuale tecnologia di separazione a vortice di fondo pozzo funzioni solo in modo intermittente.
Sono state proposte diverse varianti di sistemi combinati di controllo della sabbia e dissabbiatori a vortice in fondo pozzo per proteggere le pompe sommergibili elettriche (ESP). Tuttavia, la protezione e le prestazioni produttive di tutte le pompe presentano delle lacune a causa dell'incertezza nella distribuzione granulometrica e nel volume dei solidi prodotti da ciascun pozzo. L'incertezza aumenta la lunghezza dei componenti di controllo della sabbia, riducendo così la profondità alla quale l'ESP può essere installata, limitando il potenziale di declino del giacimento dell'ESP e incidendo negativamente sull'economia del pozzo. Nei pozzi non convenzionali si preferiscono profondità di installazione maggiori. Tuttavia, l'utilizzo di dissabbiatori e ancoraggi di fango con tappo maschio per sospendere lunghi e rigidi gruppi di controllo della sabbia in sezioni di rivestimento con elevata severità di curvatura ha limitato i miglioramenti del MTBF (tempo medio tra i guasti) dell'ESP. La corrosione del tubo interno è un altro aspetto di questa progettazione che non è stato adeguatamente valutato.
Gli autori di un articolo del 2005 hanno presentato i risultati sperimentali di un separatore di sabbia per pozzi petroliferi basato su un tubo ciclonico (Figura 1), che si basava sull'azione ciclonica e sulla gravità, per dimostrare che l'efficienza di separazione dipende dalla viscosità dell'olio, dalla portata e dalla granulometria. Hanno dimostrato che l'efficienza del separatore dipende in gran parte 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 per pozzi petroliferi a tubo ciclonico, l'efficienza di separazione scende a circa il 10% quando la granulometria delle particelle scende a circa 100 µm. Inoltre, con l'aumento 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 filtro di controllo della sabbia 2D con una larghezza di fessura definita. La dimensione e la distribuzione delle particelle sono considerazioni importanti nella scelta dei filtri per la filtrazione dei solidi nella produzione di pozzi convenzionali o non convenzionali, ma potrebbero essere sconosciute. I solidi potrebbero provenire dal giacimento, ma potrebbero variare da una zona all'altra; in alternativa, il filtro potrebbe dover filtrare la sabbia derivante dalla fratturazione idraulica. In entrambi i casi, il costo della raccolta, dell'analisi e del test dei solidi può essere proibitivo.
Se il filtro a setaccio 2D non è configurato correttamente, i risultati possono compromettere la redditività del pozzo. Aperture del filtro troppo piccole possono causare intasamenti prematuri, arresti e la necessità di interventi di riparazione. Se sono troppo grandi, consentono ai solidi di entrare liberamente nel processo produttivo, corrodendo le tubazioni del petrolio, danneggiando le pompe di sollevamento artificiale, dilavando le valvole di strozzatura in superficie e riempiendo i separatori di superficie, rendendo necessari interventi di sabbiatura e smaltimento. Questa situazione richiede una soluzione semplice ed economica in grado di prolungare la vita utile della pompa e di coprire un'ampia gamma di granulometrie della sabbia.
Per soddisfare questa esigenza, è stato condotto uno studio sull'utilizzo di gruppi di valvole in combinazione con una rete metallica in acciaio inossidabile, insensibile alla distribuzione dei solidi risultanti. Gli studi hanno dimostrato che la rete metallica in acciaio inossidabile con porosità variabile e struttura 3D può controllare efficacemente i 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 un'ulteriore filtrazione secondaria.
Un gruppo di valvole montato sul fondo del filtro consente la prosecuzione della produzione fino all'estrazione della pompa sommergibile elettrica (ESP). Impedisce il recupero immediato della ESP dopo l'intasamento del filtro. Il filtro di controllo della sabbia in ingresso e il relativo gruppo di valvole proteggono le ESP, le pompe a stelo e i completamenti a gas lift dai solidi durante la produzione, pulendo il flusso del fluido e fornendo una soluzione economicamente vantaggiosa per prolungare la durata della pompa senza dover adattare le caratteristiche del giacimento alle diverse situazioni.
Progettazione di protezione della pompa di prima generazione. Un sistema di protezione della pompa, costituito da filtri in lana d'acciaio inossidabile, è stato installato in un pozzo a drenaggio gravitazionale assistito da vapore nel Canada occidentale per proteggere la pompa sommergibile elettrica (ESP) dai solidi durante la produzione. I filtri filtrano i solidi dannosi dal fluido di produzione non appena questo entra nella colonna di produzione. All'interno della colonna di produzione, i fluidi fluiscono verso l'ingresso dell'ESP, dove vengono pompati in superficie. Tra il filtro e l'ESP è possibile installare dei packer per fornire un isolamento zonale tra la zona di produzione e la parte superiore del pozzo.
Nel corso della produzione, lo spazio anulare tra il filtro e il rivestimento tende a ostruirsi con la sabbia, aumentando la resistenza al flusso. Alla fine, l'anello si ostruisce completamente, bloccando il flusso e creando un differenziale di pressione tra il pozzo e la colonna di produzione, come mostrato in Figura 3. A questo punto, il fluido non può più fluire verso l'ESP e la colonna di completamento deve essere estratta. A seconda di una serie di variabili legate alla produzione di solidi, la durata necessaria per arrestare il flusso attraverso il ponte di solidi sul filtro può essere inferiore alla durata che consentirebbe all'ESP di pompare il fluido carico di solidi in media tra i guasti in superficie; per questo motivo è stata sviluppata la seconda generazione di componenti.
Il sistema di protezione della pompa di seconda generazione. Il sistema di filtro e valvola di controllo della sabbia in ingresso PumpGuard* è sospeso 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 formare ponti con la sabbia e a creare un differenziale di pressione. Quando questa pressione differenziale raggiunge la pressione di apertura impostata della valvola, quest'ultima si apre, consentendo al fluido di fluire direttamente nella colonna di tubi verso l'ESP. Questo flusso equalizza il differenziale 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, riducendo la resistenza al flusso attraverso il filtro e consentendo la ripresa del flusso. Quando la pressione differenziale diminuisce, la valvola torna in posizione chiusa e le normali condizioni di flusso riprendono. Questo ciclo si ripete fino a quando non è necessario estrarre l'ESP dal pozzo per la manutenzione. I casi di studio evidenziati in questo articolo dimostrano che il sistema è in grado di prolungare significativamente la durata della pompa rispetto al solo completamento con filtro.
Per la recente installazione, è stata introdotta una soluzione economicamente vantaggiosa 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 setaccio. Sopra il packer a tazza, ulteriori perforazioni del tubo centrale forniscono un percorso di flusso per il fluido prodotto, che migra dall'interno del setaccio 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 filtri a rete 2D con spaziatura. I filtri 2D si basano principalmente sulle particelle che attraversano gli spazi o le fessure del filtro per formare i sacchi di sabbia e controllare la sabbia. Tuttavia, poiché è possibile selezionare un solo valore di spaziatura per il filtro, quest'ultimo diventa altamente sensibile alla distribuzione granulometrica del fluido prodotto.
Al contrario, il fitto letto di rete metallica in acciaio inossidabile offre un'elevata porosità (92%) e un'ampia area di flusso aperto (40%) per il fluido di pozzo prodotto. Il filtro è realizzato comprimendo una rete in tessuto non tessuto di acciaio inossidabile e avvolgendola direttamente attorno a un tubo centrale perforato, quindi incapsulandola all'interno di una copertura protettiva perforata saldata al tubo centrale a ciascuna estremità. La distribuzione dei pori nel letto di rete, 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 dannose sono state intrappolate all'interno della rete. I test di ritenzione della sabbia su campioni di questo setaccio hanno dimostrato che il filtro mantiene un'elevata permeabilità poiché il fluido viene generato attraverso il setaccio. In effetti, questo filtro a singola "dimensione" può gestire tutte le distribuzioni granulometriche dei fluidi prodotti incontrati. Questo filtro in lana di acciaio inossidabile è stato sviluppato da un importante operatore negli anni '80 specificamente per completamenti di filtraggio autonomi in giacimenti stimolati a vapore. e vanta una vasta esperienza in installazioni di successo.
Il gruppo valvola è costituito da una valvola a molla che consente il flusso unidirezionale nella colonna di tubi dall'area di produzione. Regolando il precarico della molla prima dell'installazione, la valvola può essere personalizzata per ottenere la pressione di apertura desiderata per l'applicazione. Tipicamente, una valvola viene installata 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 metalliche in acciaio inossidabile operano in serie, con la valvola centrale che presenta una pressione di apertura inferiore rispetto alla valvola inferiore.
Nel tempo, le particelle di sabbia si accumulano nello spazio anulare tra la superficie esterna del filtro di protezione della pompa e la parete del corpo pompa. 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 a cono si apre e permette il flusso diretto attraverso l'ingresso della pompa. A questo punto, il flusso attraverso il tubo è in grado di disgregare la sabbia precedentemente consolidata lungo la superficie esterna del filtro. Grazie alla riduzione del differenziale di pressione, il flusso riprende attraverso il filtro e la valvola di aspirazione si chiude. Pertanto, la pompa può essere attraversata 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 il filtro a sabbia.
Il sistema di protezione della pompa è stato utilizzato con packer in tre diversi pozzi nel bacino del Delaware, negli Stati Uniti. L'obiettivo principale è ridurre il numero di avviamenti e arresti delle pompe sommergibili elettriche (ESP) dovuti a sovraccarichi causati dalla sabbia e aumentare la disponibilità delle ESP per migliorare la produzione. Il sistema di protezione della pompa è sospeso all'estremità inferiore della colonna di pompe sommergibili elettriche. I risultati ottenuti nel pozzo petrolifero mostrano prestazioni stabili della pompa, riduzione delle vibrazioni e dell'intensità di corrente, e l'efficacia della tecnologia di protezione della pompa. Dopo l'installazione del nuovo sistema, i tempi di inattività dovuti a sabbia e solidi sono stati ridotti del 75% e la durata utile della pompa è aumentata di oltre il 22%.
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 di circa 9.000 piedi e la porzione orizzontale si estende fino a 12.000 piedi, profondità misurata (MD). Per i primi due completamenti, un sistema di separazione della sabbia a vortice in fondo pozzo con sei connessioni di rivestimento è stato installato 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 dell'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 ostruito da materiale estraneo, che è stato identificato come sabbia perché non magnetica e non reagisce chimicamente con l'acido.
Nella terza installazione dell'ESP, la rete metallica in acciaio inossidabile ha sostituito il separatore di sabbia come mezzo di controllo della sabbia nell'ESP. Dopo l'installazione del nuovo sistema di protezione della pompa, l'ESP ha mostrato un comportamento più stabile, riducendo l'intervallo di fluttuazione della corrente del motore da circa 19 A per l'installazione n. 2 a circa 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 risultata 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 un ESP installato ma senza protezione della pompa. Dopo l'avvio iniziale, 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 dell'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 installazione dell'ESP aveva raggiunto oltre 300 giorni di funzionamento, un miglioramento significativo rispetto alla precedente installazione.
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 aveva riscontrato interruzioni e guasti alle pompe sommergibili elettriche (ESP) a causa della produzione di sabbia e desiderava migliorare i tempi di funzionamento delle pompe. Gli operatori in genere utilizzano separatori di sabbia in fondo pozzo con rivestimento in ogni pozzo con ESP. Tuttavia, una volta che il rivestimento si riempie di sabbia, il separatore permette alla sabbia di fluire attraverso la sezione della pompa, corrodendo lo stadio della pompa, i cuscinetti e l'albero, con conseguente perdita di sollevamento. Dopo aver messo in funzione il nuovo sistema con il protettore della pompa, l'ESP ha una durata operativa maggiore del 22% con una caduta di pressione più stabile e migliori tempi di funzionamento 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 nel primo impianto a due nel secondo, e il numero di riavvii riusciti dopo l'arresto per sovraccarico è aumentato del 30%, passando da 8 nel primo impianto. Nell'impianto secondario sono stati effettuati complessivamente 12 interventi, per un totale di 8, riducendo lo stress elettrico sulle apparecchiature e aumentando la durata operativa dell'ESP.
La Figura 5 mostra l'improvviso aumento della pressione di aspirazione (in blu) quando la rete in acciaio inossidabile è bloccata e il gruppo valvola è aperto. Questa impronta di pressione può migliorare ulteriormente l'efficienza produttiva prevedendo i guasti delle pompe sommergibili elettriche (ESP) dovuti alla sabbia, consentendo così di pianificare le operazioni di sostituzione con impianti di workover.
1 Martins, JA, ES Rosa, S. Robson, “Analisi sperimentale del tubo a vortice come dispositivo di desabbiatura in pozzo”, SPE Paper 94673-MS, presentato alla SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 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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