Una soluzione di sigillatura fallisce silenziosamente e, quando lo fa, le conseguenze vanno dalla perdita di produzione alla perdita totale di controllo del pozzo. Le tenute del fondo pozzo sono esposte simultaneamente all'idrogeno solforato, all'anidride carbonica, al metano, alla salamoia concentrata, al fango di perforazione e ai fluidi di completamento, il tutto mantenendo la pressione differenziale attraverso un piccolo corpo in elastomero a temperature che normalmente superano i 200 gradi. Selezionare il composto sbagliato anche per uno solo di questi agenti produce un fallimento prematuro misurato in settimane anziché in anni. Questo è il motivo per cui le moderne soluzioni di tenuta sono definite meno da un singolo tipo di polimero e più dalla chimica ingegnerizzata nel composto, dalla rete di reticolazione che lo tiene insieme e dai dati di qualificazione che dimostrano che sopravvive al servizio previsto.
Chimica dell'idrogenazione e resistenza all'H2S
La spina dorsale delle prestazioni di tenuta di fascia media- è la gomma nitrile butadiene idrogenata, prodotta saturando oltre il 95% dei doppi legami nel polimero nitrilico originale. Poiché l'idrogeno solforato attacca preferenzialmente i legami di carbonio-insaturi, questa fase di idrogenazione rimuove il punto debole chimico primario mantenendo il contenuto di acrilonitrile, tipicamente dal 36 al 44%, che fornisce resistenza all'olio e forza meccanica. Test di laboratorio eseguiti secondo NACE TM0187 mostrano che i composti idrogenati mantengono più dell'80% della resistenza alla trazione originale dopo 168 ore di esposizione a idrocarburi saturi di H2S-a temperatura elevata, un livello di ritenzione che i materiali nitrilici standard non possono raggiungere.
L'idrogenazione elimina i siti del doppio-legame presi di mira dall'attacco dei solfuri
Il livello di acrilonitrile bilancia la resistenza al rigonfiamento dell'olio con la flessibilità alle basse-temperature
Decompressione rapida del gas e limitazioni FKM
Il ciclo di pressione è pericoloso per le guarnizioni tanto quanto l'attacco chimico. Quando il gas si dissolve in un elastomero ad alta pressione e il pozzo viene spurgato rapidamente, il gas assorbito si espande all'interno della matrice di gomma, formando vesciche e crepe interne che distruggono il limite di pressione. I composti fluoroelastomerici, sebbene chimicamente inerti, sono particolarmente vulnerabili a questo rapido danno da decompressione del gas nel servizio del gas, motivo per cui i programmi di qualificazione per i pozzi di gas ora richiedono test RGD documentati attraverso ripetuti cicli di spurgo. I gradi anti-decompressione incorporano sistemi di reticolazione modificati e pacchetti di riempitivi che sopprimono la propagazione delle cricche quando la pressione viene rilasciata improvvisamente.
I complessi qualificati RGD-sopravvivono a ripetuti arresti di emergenza e eventi di spurgo
I protocolli di test simulano i tassi di spurgo-del caso- peggiore prima che la tenuta entri in servizio
Composti per servizi estremi-per pozzi Ultra-HPHT
Al vertice delle prestazioni, il perfluoroelastomero e i relativi materiali ad alto-fluoro estendono la capacità di tenuta oltre i 232 gradi con valori di pressione differenziale superiori a 138 MPa e gradi specializzati tollerano concentrazioni di idrogeno solforato superiori al 20%. Questi composti sono riservati ai pozzi ad altissima-pressione-alta-temperatura in cui un guasto della tenuta è catastrofico e sono spesso abbinati a componenti metallici di supporto che impediscono l'estrusione quando la durezza dell'elastomero diminuisce a temperature elevate. Il costo di questi materiali è giustificato dalla sicurezza che apportano alle realizzazioni più impegnative.
I gradi di perfluoroelastomero mantengono l'integrità della tenuta superiore a 232 gradi
Gli anelli di supporto in metallo sopportano i carichi di estrusione poiché l'elastomero si ammorbidisce durante il servizio
Applicazione-Sigillatura specifica nelle apparecchiature di controllo dei pozzi
I requisiti di tenuta variano notevolmente in base al tipo di apparecchiatura e la scelta corretta dipende dal ciclo di lavoro effettivo piuttosto che da un singolo valore di temperatura. Gli elementi di tenuta del dispositivo di prevenzione dello scoppio devono chiudere il pozzo entro pochi secondi dall'estrazione e mantenere la pressione completa del pozzo finché l'estrazione non viene fatta circolare, tuttavia funzionano a temperature relativamente modeste in un ambiente vicino-con acqua di mare. Gli elementi packer, al contrario, devono mantenere l’isolamento anulare per anni dai fluidi prodotti nelle condizioni di fondo pozzo, richiedendo un diverso equilibrio tra resistenza al rigonfiamento, resistenza all’estrusione e compatibilità chimica. L'abbinamento della chimica del composto all'applicazione specifica prolunga la durata di servizio e riduce il numero di interventi durante la vita del pozzo.
Gli elementi BOP danno priorità alla chiusura rapida e al mantenimento della pressione rispetto alla tolleranza alle temperature estreme
Gli elementi packer danno priorità alla stabilità chimica a lungo-termine in caso di esposizione-al fluido prodotto
Conclusione
Le soluzioni affidabili per la sigillatura dei downhole sono il prodotto di una sapiente scienza dei materiali: chimica dell'idrogenazione per servizi acidi, sistemi di reticolazione anti-decompressione per pozzi di gas e composti ad alto-fluoro per ambienti ultra-HPHT. China Vigor offre un portafoglio completo di guarnizioni che comprende O-ring, elementi packer e guarnizioni di controllo dei pozzi, con composti qualificati secondo gli standard internazionali che regolano il duro servizio dei giacimenti petroliferi. Progettare la tenuta del pozzo, e non il contrario, è ciò che mantiene intatto il limite di pressione per tutta la vita della risorsa.
Per ulteriori informazioni, contatta China Vigor al numero info@vigorpetroleum.com o chiama il numero +0086 29 81161513.
