Ogni completamento di una pompa elettrica sommergibile (ESP) deve instradare un cavo di alimentazione ad alta-tensione attraverso il packer di produzione, creando un punto debole persistente in cui convergono l'integrità della tenuta, l'affaticamento del conduttore e la migrazione anulare del gas. I dati sul campo identificano costantemente la zona del penetratore come il primo componente a guastarsi in caso di interventi prematuri dell'ESP, spesso entro i primi 400 giorni di vita della pompa in pozzi ad alta-temperatura. Un packer ESP affidabile quindi riesce o fallisce in base al modo in cui il passaggio del cavo-, le porte di ventilazione e l'elemento di tenuta sono progettati come un unico sistema integrato anziché come componenti aggiuntivi- separati.
Alimentazione via cavo-tramite opzioni di configurazione
Due architetture di penetrazione dominano i moderni progetti di packer ESP. Il primo è un penetratore integrale stampato, fissato al corpo del packer durante la produzione, che elimina gli errori di assemblaggio sul campo e fornisce una barriera di pressione continua. Il secondo è un penetratore-feedin{3}}a caduta, installato sul pavimento dell'impianto prima che la corda venga fatta scorrere, che può essere recuperato e sostituito senza disinserire il packer quando l'isolamento del cavo si deteriora. Una connessione API NU universale da 1.900-pollici sull'interfaccia del penetratore garantisce la compatibilità con la maggior parte dei dispositivi di confezionamento di cavi-standard del settore, consentendo agli operatori di standardizzare un corpo di confezionamento tra più fornitori di sistemi di cavi.
Penetratore stampato integrale: costruzione in-pezzo singolo, nessuna giunzione sul campo, classificazione continua fino a 400 gradi F
Penetratore-drop-in: sostituibile sul campo-, riduce i tempi di lavoro quando l'isolamento del conduttore si degrada
Design bidirezionale con slittamento e supporto in metallo
La pressione differenziale attraverso un packer ESP può avere origine da entrambe le direzioni, a seconda che la pressione di scarico della pompa agisca sopra o sotto l'elemento. Una disposizione bi-di scorrimento del barile afferra la parete dell'involucro sia verso l'alto che verso il basso, ancorando il packer contro picchi di pressione provenienti da qualsiasi fonte e preservando al tempo stesso il più grande foro interno possibile per la produzione. Intorno all'elemento di baderna, un anello di supporto metallico si espande radialmente sotto compressione e protegge l'elastomero dall'estrusione nello spazio dell'anello, che è il meccanismo di rottura della tenuta dominante una volta che la temperatura del foro inferiore- supera i 300 gradi F. Questo percorso del carico di scorrimento dell'-elemento-stabilizza inoltre il mandrino durante la vibrazione ciclica della pompa, che nel tempo allenta gli ancoraggi convenzionali a scorrimento singolo-.
Ingegneria dei materiali e degli elastomeri
I corpi del mandrino sono lavorati in lega L80 13Cr o acciaio AISI 4340 bonificato-e-temperato con una resa minima di 110.000 psi, bilanciando la resistenza alla corrosione con la capacità di carico di trazione nella stessa stringa di completamento. Per l'elemento di tenuta, le condizioni del fondo pozzo dettano la scelta del composto: i rivestimenti HNBR sopravvivono all'esposizione continua a olio e acqua a 350 gradi F con una resistenza allo strappo decisamente migliore rispetto al nitrile standard, mentre FKM gestisce fluidi di stimolazione aggressivi e AFLAS (FEPM) prolunga la durata di servizio in ambienti con vapore, acidi e ammine comuni nei progetti di recupero avanzato del petrolio. La qualificazione della tenuta segue i requisiti API ISO 14310 V0, in cui l'elemento deve mantenere la pressione nominale in entrambe le direzioni dopo ripetuti cicli di temperatura con il gas presente.
Meccanica idraulica di regolazione e recupero
La regolazione viene effettuata pressurizzando il gruppo di tubi contro un dispositivo di ostruzione sotto il packer, generalmente a una pressione compresa tra 3.500 e 4.500 psi, che aziona il pistone, comprime l'elemento e blocca meccanicamente gli elementi scorrevoli. Il packer rimane bloccato una volta scaricata la pressione superficiale, mantenendo la tenuta senza fare affidamento sul fluido idraulico intrappolato. Le opzioni di recupero includono il rilascio di taglio diretto-tiro con un valore di rilascio regolabile vicino a 40.000 libbre, o una variante di taglio-a-rilascio che taglia una sezione ingegnerizzata quando la trazione eccessiva è limitata dalla resistenza del tubo, un'opzione sempre più importante per pozzi profondi deviati dove la piena capacità di tiro non può essere fornita alla profondità del packer.
Isolamento zonale nella pratica
Nei pozzi di sollevamento artificiale- ad alto volume, il packer ESP funziona contemporaneamente come sigillo di produzione, barriera di sicurezza e condotto di servizio. Molteplici porte ricavate nel corpo del packer consentono lo sfiato della pressione anulare, l'iniezione di sostanze chimiche e l'accesso al filo dello strumento senza compromettere la tenuta primaria, caratteristiche che convertono il packer da una barriera passiva in un elemento attivo di un design di completamento intelligente. Poiché gli operatori spingono gli obiettivi di durata-di funzionamento oltre i 1.000 giorni in serbatoi non convenzionali, questa combinazione di gestione dei cavi, ancoraggio bidirezionale ed elastomeri qualificati determina se il completamento raggiunge la durata economica prevista o si rompe prematuramente.
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