Com o prolongamento contínuo do tempo de desenvolvimento de poços de petróleo e o aumento dos projetos de produção em campos petrolíferos, aliados à alta complexidade do ambiente dos reservatórios e à operação contínua dos poços durante todo o ano, os tipos defalhas em poços de petróleotornaram-se mais complexos. A seção seguinte utiliza a engenharia de superfície de poços de petróleo como exemplo para analisar os aspectos comuns.falhas em poços de petróleoe as respectivas contramedidas.
Na indústria de extração de petróleo, a unidade de bombeamento desempenha um papel crucial. No entanto, o ambiente de trabalho no fundo do poço e as complexas condições operacionais frequentemente levam a diversas falhas na unidade de bombeamento. Além disso, a distribuição dispersa dos poços de petróleo e a dificuldade de acesso entre eles resultam em altos custos de gerenciamento e manutenção. Portanto, a construção de um modelo de classificação de falhas e um terminal de visualização rápidos, eficientes e simplificados são de particular importância.
1. Avaliação das causas de falhas em poços de petróleo:
1.1 Método do Dinamograma: O princípio de funcionamento é o seguinte: utilizando um dinamômetro para medição do nível do fluido em poços de petróleo, após a unidade de bombeio completar um curso, registra-se a variação da carga no cabo de suspensão, resultando em uma curva fechada. A área da curva fechada representa o trabalho real realizado pela bomba durante um curso da haste polida, determinando assim o estado operacional da bomba dentro do poço. Os diagramas comuns do dinamômetro incluem aqueles que indicam vazamento na tubulação, viscosidade do óleo, suprimento insuficiente de fluido, travamento da bomba, colisão da bomba, falha da bomba, vazamento em válvulas fixas e móveis, quebra da haste e interferência de gás. Ao utilizar este método, o pessoal responsável deve analisar os registros diários de gerenciamento do poço, como registros de variação do teor de água, relatórios de produção do poço e registros de pressão da coluna de revestimento, para obter uma avaliação completa. Este método é aplicável à avaliação de diversas causas de falhas em poços e possui uma taxa de precisão muito alta, fornecendo uma base confiável para o desenvolvimento de planos de reparo razoáveis e precisos após a identificação da causa das falhas.
1.2 Método de Retenção de Pressão na Cabeça do Poço: O princípio de funcionamento é o seguinte: Durante a operação normal da unidade de bombeio, a válvula de retenção é fechada e a variação da pressão na tubulação é observada por meio de um manômetro de 2,5 MPa. Com base na variação da pressão, a causa da falha da bomba é determinada e analisada. Por exemplo, se a pressão aumenta durante o curso ascendente da unidade de bombeio e permanece relativamente estável ou diminui ligeiramente durante o curso descendente, isso indica que a bomba está operando normalmente. Se a pressão inicialmente aumenta lentamente durante o curso ascendente e, em seguida, para de aumentar após cerca de cinco minutos, ou se a pressão cai significativamente, isso indica um problema com a vedação da sede da válvula da bomba, sugerindo um vazamento. Além disso, se o manômetro permanecer relativamente estável durante os cursos ascendente e descendente, com uma ligeira diminuição durante o curso ascendente, isso sugere uma possível quebra da haste de bombeio no poço. Nesse caso, o pessoal responsável deve verificar essa informação em conjunto com outros dados. Este método é comumente usado para verificar se as válvulas da bomba estão funcionando corretamente e para diagnosticar falhas durante a operação normal. No entanto, se a tubulação no poço estiver severamente encerada, esse método pode levar a resultados imprecisos. Portanto, o teste de pressão na cabeça do poço apresenta certas limitações no diagnóstico de falhas em rotina.
1.3 Método de Teste da Bomba: O princípio de funcionamento é o seguinte: Durante as operações de campo, o líquido é injetado na tubulação utilizando um caminhão-bomba de cimento. A pressão da bomba e a pressão na cabeça do poço são comparadas para determinar se a bomba está com defeito. Um método consiste em posicionar o pistão no cilindro de trabalho para o teste de pressão. Após desligar a bomba, o líquido é injetado na tubulação. Se a pressão na cabeça do poço cair ou não houver pressão, isso indica vazamento significativo nas válvulas fixa e móvel. Se a pressão na cabeça do poço aumentar, a válvula móvel está em boas condições. Se a pressão na cabeça do poço e a pressão na tubulação de revestimento aumentarem juntas, isso indica vazamento na tubulação. Outro método consiste em remover o pistão do cilindro de trabalho e testar a bomba bombeando líquido. Se a pressão cair ou não houver pressão alguma, isso indica vazamento na válvula fixa. Este método é aplicável principalmente para determinar se há vazamento na tubulação de um poço de petróleo, se os componentes da bomba estão funcionando corretamente e a causa de falhas durante a operação normal.
1.4 Danos na Tubulação: Danos na própria tubulação também podem causar vazamentos. Uma das causas são defeitos no processo de fabricação da tubulação. Para tubulações de petróleo, a norma nacional adotada é a API SPEC 5CT (American Petroleum Institute), que possui requisitos claros quanto à composição, dureza e resistência da tubulação. No entanto, devido às diferenças nos processos de fabricação entre as empresas, a qualidade dos materiais da tubulação varia, tornando-os propensos a vazamentos durante a extração de petróleo e gás devido a defeitos inerentes. Em segundo lugar, fatores ambientais podem danificar a tubulação. Durante o uso, a inclinação do poço e outros fatores estruturais podem causar desgaste irregular entre a tubulação e a parede interna do revestimento, levando a rachaduras ou perfurações e vazamentos. Além disso, o petróleo e o gás transportados pela tubulação, bem como a produção de areia da formação, também causam corrosão e danos, especialmente quando o tipo de tubulação é inadequado para o ambiente de aplicação, podendo facilmente levar à perfuração por corrosão e vazamentos.
2. Medidas de resolução de problemas:
2.1 Medidas de Solução de Problemas para Aderência de Cera em Bombas de Petróleo: Existem muitas maneiras de lidar com a aderência de cera em poços de petróleo, sendo um método comum o método de contato com a bomba. O procedimento específico é o seguinte: Primeiro, pare a unidade de bombeamento a 30-40 cm abaixo do ponto morto inferior, desligue a energia, aperte o freio e prenda-o acima da caixa do preventor de erupção (BOP) usando a braçadeira quadrada. Ligue a unidade de bombeamento para separar o cabo de suspensão da braçadeira quadrada na haste polida. Em seguida, desligue a energia novamente e aperte o freio para transferir a carga da unidade de bombeamento. Marque a posição da braçadeira acima do cabo de suspensão. Depois, afrouxe a braçadeira quadrada acima do cabo de suspensão e solte o freio lentamente. Após o cabo de suspensão ascendente e a posição marcada ultrapassarem a distância anti-erupção original, aperte o freio e prenda novamente a braçadeira acima do cabo de suspensão para permitir que a unidade de bombeamento suporte a carga. Remova a braçadeira quadrada acima da caixa do BOP, solte o freio e ligue a unidade de bombeio. Após aproximadamente quatro acionamentos da bomba, restaure a distância anti-erupção original e ligue a unidade de bombeio para produção. Se o bloqueio for removido com sucesso e a produção estiver normal, adicione uma quantidade adequada de agente desparafinante ao poço através da válvula de pressão da coluna de revestimento, dependendo do acúmulo real de parafina no poço. Se a unidade de bombeio estiver severamente bloqueada por parafina, o caminhão-bomba da caldeira deverá realizar operações periódicas de retrolavagem a quente no poço, ou a equipe de trabalho deverá realizar inspeções regulares da bomba. Durante a inspeção da bomba, a tubulação e a haste de bombeio devem ser submetidas à desparafinação superficial e limpeza por escaldamento a quente.
2.2 Medidas para Lidar com Areia Presa em Poços de Petróleo: A principal causa de areia presa em poços de petróleo é a entrada de partículas de areia da camada petrolífera na tubulação de revestimento durante a produção, juntamente com o fluxo de petróleo. Essas partículas se depositam gradualmente ao longo do tempo, causando a elevação da superfície da areia no poço e, finalmente, sua entrada no cilindro da bomba, resultando no seu entupimento. As manifestações na superfície incluem: aumento da carga de subida na unidade de bombeio, diminuição ou ausência de carga na descida; em casos graves, a haste polida não desce e a braçadeira quadrada da haste se separa do cabo de suspensão; diminuição contínua da produção do poço e da eficiência da bomba; presença de partículas de areia nas amostras; e um gráfico dinamométrico ampliado com uma linha de carga em forma de dente de serra. Existem diversas medidas para lidar com o bloqueio por areia em poços de petróleo. Por exemplo, equipamentos de controle de areia podem ser instalados em uma posição adequada na parte inferior da bomba para impedir a entrada de partículas de areia no cilindro; a distância anti-surto apropriada pode ser ajustada de acordo com a posição do bloqueio de areia na bomba, e a unidade de bombeio pode ser utilizada para testar o movimento e liberar o bloqueio. Após a liberação bem-sucedida, a distância anti-surge pode ser ajustada de volta à posição original; o bloqueio pode ser removido por retrolavagem do poço com um caminhão-bomba de cimento; a bomba pode ser inspecionada e a tubulação pode ser baixada até a superfície da areia com a ponta de uma caneta e lavada até a profundidade projetada. O poço pode ser lavado com fluido de lavagem até que o fluido de retorno esteja normal. Em resumo, a produção de areia em poços de petróleo não só afeta a taxa de recuperação de petróleo, como também danifica seriamente os equipamentos de produção. Portanto, no trabalho diário de produção de petróleo, é necessário coletar amostras com frequência, observar atentamente e formular medidas razoáveis e eficazes de prevenção de bloqueios por areia o mais cedo possível para garantir a operação estável e eficiente do poço.
2.3 Medição da resistência de isolamento ou da resistência CC fase-fase: Antes de medir a resistência CC fase-fase ou o isolamento, a alimentação elétrica deve ser desligada e o cabo na caixa de junção também deve ser desconectado. (1) Meça a resistência de isolamento em relação ao terra. Se o valor da resistência detectado pelo ohmímetro durante a medição for próximo de zero, isso indica que o cabo de fundo de poço está rompido ou o motor queimou. (2) Meça a resistência CC fase-fase. A resistência CC fase-fase de AB, BC e CA deve ser medida separadamente. Se a medição mostrar que o desequilíbrio dos valores de resistência CC trifásica excede 2%, isso indica que o motor provavelmente queimou. Nesse caso, é estritamente proibido tentar ligar a bomba.
3. O papel da engenharia de produção de petróleo no desenvolvimento de campos petrolíferos:
Primeiramente, melhora a eficiência do desenvolvimento de campos petrolíferos. No processo de desenvolvimento, a engenharia de produção de petróleo pode reduzir os custos, mitigar o desperdício de investimentos na extração e utilizar a economia em outras despesas operacionais. Na produção de petróleo, o uso de produtos com baixo consumo energético pode reduzir o consumo de energia e aumentar a eficiência da extração. Em segundo lugar, a tecnologia de produção petrolífera pode ser transformada em produtividade. Embora a pesquisa e o desenvolvimento de tecnologias de extração de petróleo exijam grandes investimentos financeiros e consumam muitos recursos humanos e materiais durante a popularização e aplicação, essa pesquisa e desenvolvimento podem aumentar a eficiência da extração, economizar recursos, melhorar a qualidade do petróleo extraído, transformar a tecnologia em produtividade e permitir seu uso racional, transformando-a em produtividade social.
Durante a produção de poços de petróleo, muitas falhas inevitavelmente ocorrerão, afetando seu funcionamento normal. Nesse sentido, recomenda-se aumentar a intensidade das inspeções diárias, realizar o monitoramento dinâmico sempre que possível, atentar para a operação e manutenção normais dos equipamentos e solucionar falhas potenciais logo no início. Ao mesmo tempo, com base nos problemas de falhas existentes, nas avaliações e nas medidas corretivas, as partes interessadas devem continuar a investir em pesquisa e desenvolvimento e explorar métodos de tratamento mais eficazes.
Referências:
[1] Análise de falhas comuns de bombas submersíveis elétricas e métodos para melhorar a taxa de recuperação. Engenharia de Equipamentos da China.
[2] Análise de caso de corrosão rápida e vazamento de dutos causados por vazamento de caixa de distribuição em poço de petróleo. Engenharia de Equipamentos da China.
[3] Discussão sobre as causas de falhas e soluções de sistemas de extração de petróleo com bomba submersível elétrica. Padrões e Qualidade de Petróleo e Produtos Químicos da China.