EN
Doğal rezervuar basıncı, 1500 fitten daha derine inen çoğu kuyuda 500 psi'nin altına düşmeye meyillidir ve bu noktada formasyonun sıvıların doğal olarak akmaya devam etmesi için yeterli enerjisi kalmaz. Basınç düşüş hızının daha sığ bölgelere kıyasla yaklaşık %30 ila %40 arttığı 2000 ile 4000 fit derinlikler arasında bu basınç kaybının oldukça belirgin hâle geldiği görülür. Kuyu dibindeki basınç, kabarcık noktası eşiğini geçecek kadar düştüğünde gazlar sıvı karışımdan çözünmeden ayrılmaya başlar. Bu süreç, kuyunun üst kısmındaki sıvı kolonunun toplam ağırlığını azaltır ve bu da kalan sıvıların boru içinde yükselmesini daha da zorlaştırır. İşletmeciler bu basınç değişimlerinin ardından mekanik kaldırma ekipmanlarını hızlı bir şekilde kurmazlarsa, sahadaki gözlemler çok sayıda petrol sahasında üretim düzeylerinin tipik olarak yalnızca altı ay içinde yarısından fazlası kadar düşeceğini göstermektedir.
API Önerilen Uygulama Kılavuzu 11L (API RP 11L), kuyu derinliği ile hedef üretim oranlarını en uygun pompalama parametrelerine bağlayan standartlaştırılmış rehberlik sağlar. Günde 50–80 varil (BPD) üreten 2.500 ile 3.500 fit arasındaki kuyular için standart şunları önerir:
Bu ayarlar mekanik gerilim ile pompa doluluk oranı arasında denge kurar ve doluluk oranının %85'in üzerinde kalmasını sağlarken maksimum çubuk gerilimini en aza indirir. API RP 11L Ek B'de yer alan saha güvenilirlik verilerine göre, bu yönergelerden ±%15 oranından fazla sapmalar dişli kutusu arızası riskini %35 artırır.
Permian Havzası'ndaki Wolfcamp formasyonu, yaklaşık 1.800 ile 3.200 feet derinlikler arasında etkili çalışan geleneksel Class II kiriş pompalarıyla iyi sonuçlar aldı. 1.800 ile 2.200 feet arasındaki daha sığ bölgelerde, dakikada 18 döngü hızla çalışan ve 74 inç uzun vuruşa sahip olarak ayarlanmış bu pompalar genellikle günde yaklaşık 55 ila 65 varil çıkarabildi. Ancak 2.800 ile 3.200 feet derinlikteki kuyularda durum biraz değişti ve burada, 86 inç uzun vuruşlara rağmen dakikada yalnızca 14 döngü gibi daha düşük hızda çalışan pompalar günde yaklaşık 25 ila 35 varil arasında kaldı. Düzgün tek tip çubuklara kıyasla tekrarlayan gerilme sorununu neredeyse dörtte birine kadar azaltan konik çubuk dizilerine geçiş de önemli bir fark yarattı. Bu durum, ekipmanın onarıma ihtiyaç duymadan çok daha uzun süre dayanmasını sağladı ve bakım aralıklarını ortalama 14 aya kadar uzattı. Tüm bu düzenleme, kayaç içindeki basınç 300 ila 600 pound per square inch arasında olan orta üretimli kuyular için en iyi şekilde çalıştı. Bu koşullar, eski API RP 11L yönergelerinin pompa hızları ile derinliği eşleştirme konusundaki önerdiklerinin sahada operatörlerin gözlemledikleriyle tam olarak örtüştüğü türden koşullardır.
1.000 fit üzerinde bir çekme, kuyularda gaz sorunlarının yaşanma olasılığını gerçekten artırır. Alan verileri, bu durum gerçekleştiğinde gaz kilidi sorunlarının normal koşullara kıyasla neredeyse üç kat arttığını göstermektedir. Sıvı seviyesi, kritik daldırma noktası olarak adlandırdığımız değerin altına düştüğünde, gaz pompa alanına doğru hareket etmeye başlar ve orada bulunan sıvı ile karışır. Bu gaz-sıvı karışımları, sıkıştırılabilir olmaları sebebiyle valflerin düzgün şekilde kapanmasını zorlaştırır. Bunun sonucunda beklenenin yaklaşık iki katı kadar düşük pomplama verimliliği elde edilir ve ayrıca ekipman bileşenlerine — örneğin çubuklara, borulara ve çeşitli valflere — zarar veren birçok yıkıcı pompa çalışma döngüsü oluşur. Geleneksel çubuk pompalar, özellikle sabit hızlarda çalıştıkları için, taban basıncı hızlı değiştiğinde ya da alttan aniden gaz girdiğinde yeterince hızlı ayarlamalar yapamadıklarından burada özel zorluklar yaşarlar.
Pompaların düzgün çalışabilmesi için ayakta duran valfin açılması için gereken basınç ile yeraltında meydana gelen sıvı gradyentindeki değişimler arasında iyi bir uyum olması gerekir. Orta yoğunlukta ham petrolle uğraşılırken, minimum daldırma miktarı genellikle 300 ila 500 feet aralığında olmalıdır; bu da valfelerin gerektiği gibi çalışabilmesi için yeterli hidrostatik basıncı sağlar. Gezen valfeler söz konusu olduğunda, bunların doğru şekilde açılabilmesi ve kapanabilmesi için yaklaşık 150 ila 300 psi arasında bir basınç farkına ihtiyaç vardır. Kuyu dibinde yeterli basınç yoksa, sistem verimliliği büyük oranda düşer. Alan testlerinde dinamometreler kullanılarak yapılan ölçümler, valfelerin doğru şekilde eşleştirilmemesi durumunda bazı kuyuların potansiyel üretimlerinin neredeyse üçte birini kaybedebileceğini göstermiştir, özellikle günlük olarak sıvı seviyeleri değiştiğinde bu kayıp daha belirgindir.
Meksika Körfezi, gelgitlerin ve düzensiz rezervuar yapılarının geleneksel kaldırma ekipmanlarını ciddi şekilde etkileyen sürekli sıvı seviyesi değişimlerine neden olması nedeniyle petrol üretimi için benzersiz zorluklar sunar. Son zamanlarda bazı operatörler, Değişken Hız Sürücüleri (VSD'ler) ile donatılmış pompalama üniteleri kurmuş ve bu durum büyük bir fark yaratmıştır. Bu sistemler, pompa dolum oranlarının çoğu zaman %90'ın üzerinde kalmasını sağlarken, sıvı seviyesi dalgalanmalarını yaklaşık olarak dörtte bire indirmiştir. Kuyu gövdesinden alınan basınç ölçümlerine ve dinamometrelerden gelen geri bildirimlere dayanarak sürekli ayar yaparak, bu pompalar kuyuya ne kadar akışkan girdiyse ona göre strok hızlarını değiştirebilmiştir. Bu düzenleme, basınçlar ne kadar aşırı dalgalansa bile sinir bozucu pompanın boşta çalışma olaylarını engellemiştir. Ayrıca, daha iyi tork yönetimi sayesinde enerji tüketimini yaklaşık dörtte bire kadar düşürmeyi başarmışlardır. Bu durum, akıllı kontrol sistemlerinin zorlu açık deniz ortamlarında eğri kollu pompaların yapabileceklerini aslında genişletebileceğini göstermektedir.
Geri basınç 300 psi'nin üzerine çıktığında operatörler hem mekanik hem de hidrolik açıdan sorunlarla karşılaşır. Sistem daha büyük dirençle mücadele ederek hareket etmek zorunda kaldığından parlatılmış çubuk yükü %15 ile neredeyse %22'ye kadar sıçrar. Bu durum, çubuk dizilerine ekstra yük bindirir ve ekipmanın normalden daha dayanıklı şekilde imal edilmesini gerektirir. Aynı zamanda, gaz pompa gövdesinin içinde hapsolduğunda her döngüde sistemden geçen akışkan miktarını azaltacak şekilde genleşir. Burada yaklaşık %8 ila %12 arasında verimlilik kaybından bahsediyoruz. Tüm bunlar saha operasyonları için ne anlama gelir? Şirketlerin üretim hedeflerini karşılayabilmek ve ekipmanın montajdan kısa bir süre sonra arızalanmasını engelleyebilmek amacıyla daha büyük dişli kutulara ve daha sert metallerden yapılan bileşenlere ihtiyaç duyması anlamına gelir.
Ham petrol 500 sentipoise'un üzerine çıkarsa, pompa işlemi tamamen değişir. Bu durumda akışkan kolayca akmaz ve operatörlerin hızlarını normalin yaklaşık %30 ila %50 oranında düşürmesi gerekir. Bu, çubuk bükülmesi ve ekipmanlara zarar verebilecek ani tork artışları gibi sorunların önüne geçmeye yardımcı olur. Sahada çalışan ekipler genellikle ne yapar? Daha güçlü dişli kutuları kurar, daha büyük ana tahrik üniteleri kullanır ve mümkünse strok uzunluklarını artırır. Elbette bu ayarlamalar makinaların kırılmadan çalışmaya devam etmesini sağlar ancak bir bedeli vardır. Üretim yavaşlar ve her bir varilin pompalanması, normal kuyulara kıyasla yaklaşık %18 ila %25 daha fazla enerji gerektirir. Bu, maliyetli bir dengelemedir; ancak çoğu operatör, uzun vadede operasyonların güvenilir kalması açısından bu yatırımı yapmayı değer görüyordur.
Hacimce katı madde oranı %0,5'in üzerine çıkarsa, özellikle pistonlar, valfler ve hep bildiğimiz metal gömlekler üzerindeki aşınma hızı ciddi şekilde artar. Aşındırıcı hasarlara karşı mücadelede etkili olan iki temel faktör bir araya gelir: Birincisi, kritik parçalarda daha sert malzemeler kullanılmasıdır (en az 55 RC sertlik), bu durum erozyonu yaklaşık %40 oranında azaltabilir. İkincisi, partiküllerin yüzeylere çarpma hızını düşürdüğü için strok frekansının dakikada 6 strockın altına çekilmesidir. Ayrıca uygun dekumandalı sistemler ve herkesin bildiği çakıl kaplamalı tamamlayıcı sistemler gibi iyi kum kontrol sistemleri de devreye girerse, ekipman ömrü aniden çok uzar. Kumun ciddi bir sorun olduğu bölgelerde, bu birleştirilmiş yaklaşımlar sayesinde arızalar arasındaki süre 90 günden az iken yaklaşık 200 güne veya daha fazlasına çıkar.
Tuzlu sıvı emülsiyonlarda bulunan karbon dioksit ve hidrojen sülfür, karbon çelik emme borularında elektrokimyasal korozyon süreçlerini gerçekten hızlandırır ve bazen normal petrol sahası koşullarında gördüğümüzün üç katına kadar bozulmaya neden olabilir. Bu asidik reaksiyonlar çekme mukavemetini hızla aşındırır ve yüzeylere zarar verir; kontrol altına alınmazsa birkaç ay içinde boru arızalarına yol açabilir. Korozyona dirençli malzemelere geçiş, durumu tamamen değiştirir. 13Cr martenzitik veya 22Cr duplex paslanmaz çelik gibi alaşımlar, hizmet süresince yaklaşık iki ila üç kat daha uzun dayanır. Alan testleri, bu duplex boruların hidrojen sülfür içeriği %15'e kadar olan ortamlara maruz kaldığında bile korozyon oranlarını 1 mpy'nin altına düşürerek kontrol altında tutabildiğini göstermiştir. Akıllı malzeme seçimleriyle birlikte kullanıldığında maksimum ömür sağlanması için epoksi kaplamaların ve katodik koruma sistemlerinin eklenmesi, ek koruma katmanları sağlar.
Sistemde emülsiyonlar oluştuğunda, aslında toplam sıvı yoğunluğunu düşürürler ve gazın çok erken ayrışmasına neden olabilirler. Bu da pompalama giriş bölgesine yakın yerlerde batma sorunlarına yol açar. Bundan sonra olanlar operasyonlar için oldukça kötüdür - pompanın eksik dolduğunu, gaz kilitlenmesi sorunlarını ve bazen üretim çıktısında %40'a varan düşüşleri gözlemleriz. Bu tür sorunları uygun şekilde çözmek için operatörlerin, sorunlar kuyuya ulaşmadan önce çözüm üzerinde çalışmaya başlamaları gerekir. Üç fazlı yatay ayırıcılar, karışımdan serbest suyu ve gazi çıkarmada genellikle %65 ila %75 verimle çalışır. Doğal olarak ayrışmayan inatçı petrol-su emülsiyonları için ise kimyasal kırıcılar devreye girer. Çoğu tesis, koşullara bağlı olarak her milyonda 50 ile 100 parça (ppm) arasında doz uygular. Bu arada, modern otomatik seviye kontrol cihazları, gerekli olduğunda manuel müdahale olmadan ayırma ayarlarını sürekli olarak ayarlamaya devam eder. Sahadaki mühendisler genellikle pompa konumunun en az 500 feet üzerinde sıvı sütunu bulunmasını önerir. Bu, uygun giriş basıncı seviyelerinin korunmasına yardımcı olur ve tüm pompalama işleminin gün be gün güvenilir bir şekilde çalışmasını sağlayan dengeli akış desenleri oluşturur.
Rezervuar derinliği, doğal basınç seviyelerini etkileyerek akışkan akışını etkiler ve 1500 fitin ötesinde basınç azaldıkça mekanik kaldırma gerektirir.
API RP 11L, kuyu derinliği ve üretim oranlarına göre strok uzunluğu, hız ve çubuk tasarımı için standartlaştırılmış öneriler sunarak arızaların riskini azaltır ve verimliliği optimize eder.
Gelgitler ve düzensiz yapılar nedeniyle değişken akışkan seviyeleri geleneksel pompalara zorluk çıkarır, ancak VSD entegre sistemler akışkan seviyelerini dengede tutabilir ve enerji kullanımını optimize edebilir.
13Cr martenzitik paslanmaz çelik gibi korozyona dayanıklı malzemelerin kullanılması ve koruyucu kaplamalar ile sistemlerin devreye alınması, zorlu ortamlarda korozyon oranlarını önemli ölçüde azaltabilir.
Telif Hakkı © 2025 Şandong Mingliu Industrial Group Co., Ltd
İlgili makaleler
