3.5 Completamento dei pozzi - Treccani · Inflow Performance Relationship (IPR), si determinano le...

3.5.1 Introduzione

Con il termine completamento o completion di un pozzopetrolifero si definisce l’insieme delle operazioni neces-sarie, al termine della perforazione, per consentire la pro-duzione in superficie di idrocarburi. Il completamentoha carattere prevalentemente permanente, pertanto i para-metri progettuali devono essere valutati attentamente ele possibili soluzioni sottoposte a una ottimizzazione tec-nico-economica.

La progettazione di un completamento richiede lascelta e la disposizione delle attrezzature da utilizzare,la selezione dei materiali, il dimensionamento del tubing(tubini di produzione), la valutazione degli intervalli daporre in produzione e le modalità d’estrazione del flui-do. Tale valutazione deve tener conto dell’evoluzionedelle caratteristiche produttive del pozzo sulla base delleprevisioni di produzione.

Infatti, le caratteristiche produttive di un pozzo dipen-dono dall’interazione tra il giacimento, il completamentoe gli impianti di superficie. Questi macro elementi, traloro interagenti, portano all’instaurarsi delle condizionidi produzione in relazione ai regimi di pressione e allaportata erogata alla testa pozzo.

Un elemento che ha una influenza basilare sulle con-dizioni fluidodinamiche che si instaurano durante la pro-duzione è il fluido erogato. Questo può essere un liqui-do, un gas o una miscela di liquidi e gas. Pertanto, lecaratteristiche chimico-fisiche del fluido erogato e la suaevoluzione nel tempo sono un elemento che deve esse-re noto al fine della progettazione del completamento.La conoscenza delle caratteristiche del fluido erogato èl’elemento di base per definire la pressione al primo sepa-ratore, che andrà a costituire il punto di chiusura del siste-ma fluidodinamico giacimento-pozzo-impianti di super-ficie e che costituisce il punto di partenza nella proget-tazione dell’impianto di produzione.

La capacità produttiva del pozzo viene determinatasia sulla base delle conoscenze del giacimento riguar-danti la pressione di strato, la permeabilità e lo spessoredella formazione mineralizzata attorno al pozzo, sia suirisultati delle prove di produzione eseguite preliminar-mente che conducono alla determinazione dell’indice diproduttività o Productivity Index (PI). A partire dallacapacità produttiva, definita come una funzione che legala portata erogata al regime di pressioni agente, nota comeInflow Performance Relationship (IPR), si determinanole condizioni di esercizio del pozzo in base alle quali sisceglie il diametro e lo spessore del tubing (tubini di pro-duzione). Inoltre, considerando la vita del pozzo si devevalutare sia l’efficienza del completamento in base alladiminuzione della pressione di giacimento, sia l’even-tuale necessità di sostituire il completamento iniziale conuno di maggiore diametro, per avere minori perdite dicarico, e assicurarsi così la portata erogata, oppure, nelcaso in cui la pressione di giacimento non consenta l’e-rogazione spontanea, di valutare l’eventuale installazio-ne di un sistema di sollevamento artificiale.

La presenza di componenti non idrocarburiche nellamiscela prodotta condiziona la scelta dei materiali daimpiegare. Infatti la frequente presenza di biossido dicarbonio e/o di acido solfidrico nelle miscele di idro-carburi assieme ad acqua, sempre presente, comporta laformazione di soluzioni acide che aggrediscono i mate-riali costituenti i completamenti. Si adottano pertantomateriali con un elevato grado di resistenza alla corro-sione o alla alterazione delle proprietà meccaniche qualiacciai speciali, elastomeri, materiali compositi.

Un ulteriore parametro importante nella scelta deimateriali e nella progettazione strutturale dei comple-tamenti è la temperatura. Come è noto, la temperaturanel sottosuolo aumenta con la profondità (circa 3°Cogni 100 m) sottoponendo quindi le strutture metalli-che utilizzate a una sollecitazione meccanica indotta

385VOLUME I / ESPLORAZIONE, PRODUZIONE E TRASPORTO

3.5

Completamento dei pozzi

dalla dilatazione termica. La temperatura ha inoltrediversi effetti sui processi di aggressione dei materialida parte delle componenti acide, sul comportamentomeccanico e sulla stabilità dei materiali plastici ed ela-stomerici.

Le caratteristiche geologico-strutturali del giacimentoe la tipologia di mineralizzazione sono alla base dellascelta del tipo di completamento da adottare. Si hannodue categorie di completamenti: i completamenti con-venzionali e i cosiddetti completamenti ‘intelligenti’ osmart. Questi ultimi, nati nei primi anni Novanta delsecolo scorso, hanno l’obiettivo di consentire una gestio-ne della produzione direttamente nel pozzo, evitandointerventi di manutenzione che comportino interruzionidella produzione e costi operativi aggiuntivi.

Nel corso della vita produttiva di un pozzo, dell’or-dine delle decine di anni, si possono rendere necessaridegli interventi mirati a ripristinare le condizioni otti-mali di erogazione. Queste possono venire ridotte a causadi intasamenti, incrostazioni (scale), depositi di idrati odi asfalteni e altro sia nel foro sia nella formazione. Leoperazioni da intraprendere per la rimozione di eventualiostruzioni o per un recupero della capacità produttivadella formazione devono essere programmate già in fasedi progetto del completamento, al fine di ridurre i lorocosti e semplificare gli interventi.

Alcune operazioni di completamento hanno un carat-tere preventivo su fenomenologie che si possono verifi-care in fase di produzione. In particolare, il trascina-mento di solidi dalla formazione, attraverso il comple-tamento, è mal sopportato dall’impianto di produzionein quanto causa fenomeni di erosione sia distribuitiuniformemente sia localizzati, come nel caso di valvoleo curve, e genera inoltre la necessità di separare il par-ticolato solido dai fluidi e poi di smaltirlo opportuna-mente, dovendo quindi ricorrere all’installazione di fil-tri e dispositivi di trattenimento delle ‘sabbie’.

3.5.2 Tipi di completamento

GeneralitàI completamenti dei pozzi si dividono in due grandi

categorie: i completamenti in foro scoperto e quelli inforo tubato.

I completamenti in foro scoperto consistono nel lascia-re la formazione mineralizzata senza disporre le colon-ne di rivestimento e cementarle. Questo tipo di comple-tamenti viene realizzato mantenendo il foro aperto quan-do le formazioni interessate hanno una capacità diauto-sostegno oppure quando la formazione è così for-temente fratturata per cui la riuscita dell’operazione dicementazione non è assicurata. È una soluzione ottima-le poiché mantiene tutta la superficie drenante disponi-bile alla produzione limitando fortemente le perdite di

pressione. Inoltre l’assenza di rivestimenti è un fattore afavore degli interventi di stimolazione del pozzo. Vice-versa, tale soluzione non consente di controllare l’in-gresso di sabbie e acqua nel foro risultando quindi moltodifficoltoso intervenire per procedere a isolamenti dilivelli e alla relativa stabilizzazione.

I completamenti in foro tubato sono i più impiega-ti, soprattutto per ragioni tecniche relative alla stabilitàdel foro. Si tratta di realizzare un completamento in unpozzo che è stato rivestito e cementato su tutto il suosviluppo. Per poter consentire la produzione è necessa-rio procedere a ristabilire la comunicazione idraulica trala formazione mineralizzata e il foro. Questa operazio-ne viene realizzata attraverso procedure di perforazio-ne dell’insieme rivestimento-cemento e formazionemineralizzata.

Le possibili soluzioni in merito alla connessione trala formazione produttiva e la superficie sono di quattrotipi: a) senza la batteria di tubi di produzione (tubing); b)

386 ENCICLOPEDIA DEGLI IDROCARBURI

PERFORAZIONE E COMPLETAMENTO DEI POZZI

tubinghanger

giunzione deltubing

giunto consede

pup joint

pup joint

packer

guida diingressoutensiliwireline

tubing

giunto consede

giunto consede

pup joint

guida diingressoutensiliwireline

fig. 1. Completamentosenza packer (© 2004 Baker Hughes,Incorporated).

fig. 2. Completamento con packer in stringa singola (© 2004 Baker Hughes,Incorporated).

con una stringa di produzione e senza isolamento tra casinge tubing; c) con una sola stringa di produzione e con iso-lamento idraulico; d) con un sistema multiplo di tubing.

Il metodo di completamento senza colonna di pro-duzione o tubing less viene utilizzato in pozzi dove lapressione nella formazione mineralizzata è generalmentebassa e si vogliono ottenere delle portate elevate. Si trat-ta di produrre direttamente attraverso il rivestimento fina-le del pozzo senza alcun ausilio di stringhe di produzio-ne né di sistemi di isolamento.

Un altro completamento, con caratteri di economi-cità, è quello senza isolamento (packer) o packerlesscompletion. In questo caso viene posta nel pozzo sola-mente la colonna di produzione e sarà possibile produr-re sia attraverso essa che attraverso l’annulus o entram-be (fig. 1). La colonna può essere utilizzata per le ope-razioni di iniezione di inibitori o di fluidi di soffocamentodel pozzo. Questo metodo presenta dei limiti d’impiegolegati alle condizioni di flusso e alla protezione dei mate-riali tubolari. Inoltre la rilevazione di eventuali perditesia dal tubing che dal rivestimento del pozzo risulta dif-ficoltosa, così come la possibilità di raccogliere dati dipressione a fondo pozzo.

Il completamento singolo con una sola stringa di pro-duzione e con isolamento idraulico si adotta ove l’oriz-zonte produttivo è omogeneo e non si riscontra una par-ticolare necessità di differenziare la produzione su livel-li. Consiste nell’impiego di una sola stringa di produzioneche viene posta nel pozzo con un dispositivo di isola-mento del tratto di formazione da mettere in produzio-ne, il packer (fig. 2).

Nel caso di più orizzonti produttivi interessati dallostesso fluido si può adottare un completamento singoloselettivo. Questo sistema è costituito da una sola stringadi produzione con più packer che isolano i vari livelliproduttivi. Attraverso operazioni wireline è possibileaprire o chiudere le valvole in modo da consentire la pro-duzione dai singoli livelli (fig. 3).

Il completamento con stringhe multiple di produ-zione consiste nell’impiego di due o al massimo tre tubingche producono contemporaneamente da più livelli, iso-lati da packer (fig. 4). Questa soluzione è adatta al casodi giacimenti in cui sono presenti livelli con mineraliz-zazioni diverse, per esempio gas e olio o differenti tipi diolio, consentendo di produrre in maniera selettiva a secon-da delle necessità, ma anche contemporaneamente dai


COMPLETAMENTO DEI POZZI

posizionatoreassemblaggio di tenuta


packer di produzione



valvola a scorrimento


estensione del giunto ditenuta



giunto con sede

giunto con sede

guida di ingresso utensiliwireline

giunto antiusura


giunto antiusura

valvola di sicurezza


scoophead

giunto con sede

giunto con sede

giunto antiusura


packer per stringasingola removibile conmessa in posto idraulica

packer doppio con messain posto idraulica

hydro-trip pressure sub

guida di ingresso utensiliwireline

fig. 3.Completamento selettivoin stringa singola (© 2004 Baker Hughes,Incorporated).

fig. 4. Completamentoin stringa doppia (© 2004 Baker Hughes,Incorporated).

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diversi livelli produttivi. È sempre possibile adottare perle singole stringhe una soluzione analoga al completa-mento singolo selettivo ottenendo così un completa-mento multiplo selettivo. Limite intrinseco al sistema èil diametro dei tubi che si possono utilizzare, che impli-ca una limitazione nelle portate erogabili dalla singolastringa.

Completamenti multilateralL’introduzione della perforazione di pozzi deviati e in

particolare l’adozione di schemi multilateral ha condottoalla necessità di sviluppare dispositivi per i completamentiad hoc. In generale, la tecnologia di completamento perpozzi multilateral unisce la funzione selettiva a quella mul-tipla con la particolare caratteristica di utilizzare non unsingolo foro ma più fori convergenti in un pozzo ‘padre’.Infatti, la base di un sistema multilateral è rappresentatada derivazioni di più pozzi da uno principale. Il numerodi pozzi, il loro orientamento, disposizione e angolo rispet-to alla verticale, nonché il tipo di completamento e isola-mento scelto, diversificano tale tecnologia. Nel seguitoviene data una sintetica rassegna dei sistemi attualmentedisponibili, secondo la classificazione fornita dal Tech-nology Advancement of Multilateral (TAML), gruppo dioperatori esperti nel settore (fig. 5).

Il livello 1 è il cosiddetto Openhole Sidetrack. Que-sto metodo è il più semplice sistema di completamento.Il pozzo principale e i secondari sono a foro scoperto(openhole), e i secondari non sono isolati. Il livello 2 ècostituito dalla configurazione che vede il pozzo princi-pale tubato e cementato mentre i pozzi laterali sono com-pletati in foro scoperto. È possibile installare dei liner odei filtri nei rami laterali. L’elemento chiave del comple-tamento è il raccordo per l’ingresso laterale che vienemontato assieme a un packer permanente. Il livello 3 sipresenta analogo al precedente. Ne differisce per l’anco-raggio del liner laterale all’interno del pozzo principaleassicurando così una tenuta meccanica al completamen-to. In questo caso il completamento prevede un hook han-ger ovvero un dispositivo di connessione tra il comple-tamento del pozzo principale e quello del ramo laterale;si ottiene in tal modo la possibilità di un ingresso selet-tivo in entrambi i fori. Nel livello 4 il pozzo laterale ècementato assicurando così la resistenza meccanica manon la tenuta idraulica sulla sezione di derivazione delramo laterale. Nel livello 5 si raggiunge la tenuta idrau-lica attraverso il completamento messo in opera che prov-vede a isolare la giunzione tra ramo laterale e pozzo padredal flusso dei fluidi prodotti o iniettati. La tenuta idrau-lica si ottiene con l’impiego di tre packer convenzionali,uno nel ramo laterale, uno nel pozzo principale inferior-mente e il terzo sopra la giunzione. A questi si aggiungeun dispositivo che serve a deviare il tubing nel ramo late-rale, lo scoophead diverter tool. In questo modo si ottie-ne l’accesso selettivo ai singoli rami e la possibilità di

gestire la produzione in maniera indipendente. Il livello6 prevede il raggiungimento della continuità sia mecca-nica che idraulica attraverso l’impiego del casing pergarantire la tenuta nella sezione di diramazione. Questasi ottiene con elementi ad hoc per realizzare la continuitàdel casing; per quello che riguarda il completamento inve-ce si impiegano delle configurazioni standard, per esem-pio del tipo dual completion, che vedono però la posa inopera delle due stringhe in due fori distinti e a tal finepuò essere impiegato ancora uno scoophead diverter tool.

La tecnologia multilateral può potenzialmente aumen-tare la produttività del pozzo tramite l’esposizione nellostesso reservoir di un numero limitato di pozzi, gene-ralmente orizzontali o fortemente deviati. Miglioramentitecnologici nella perforazione e nel completamento hannoreso possibile perforare, cementare e completare piùpozzi laterali a partire da un unico pozzo principale. Que-sta tecnologia esalta il completamento orizzontale e sottocerte condizioni, come la produzione da reservoir moltoprofondi, permette il risparmio di costi e tempi rispettoalle tradizionali perforazioni multiple di singoli pozzi.

I pozzi multilateral espongono maggiormente il reser-voir al sistema produttivo incrementando la produttivitàda un singolo slot. Alcuni reservoir dipendono esclusi-vamente dal sistema di fratturazione naturale per la pro-duzione di olio e gas, ed eventuali pianificazioni di pozzilaterali incrementano la probabilità di incontrare e pro-durre olio e gas da diversi sistemi di fratture.

L’uso di multilateral in un singolo reservoir puòaumentare l’efficienza di drenaggio dal reservoir; infat-ti i pozzi laterali possono essere perforati in più direzioni



livello 1 livello 2 livello 3

livello 4 livello 5 livello 6

fig. 5. Completamento di pozzi multilateral:classificazione TAML (© 2004 Baker Hughes, Incorporated).

per aumentare l’area di contatto con il reservoir incre-mentando la produttività del pozzo e riducendo il nume-ro di pozzi necessari per sostenere la produzione delcampo di coltivazione.

Quando una barriera impermeabile blocca il flussoverticale di idrocarburi tra due zone produttive, sistemidi tipo sovrapposto (stacked) possono essere utilizzatiper produrre da entrambe le zone e superare quindi l’o-stacolo presente in formazione.

In funzione della lunghezza dei pozzi secondari, delloro numero, del loro angolo e della loro distanza, unsistema siffatto può aumentare la produttività se raf-frontato a pozzi orizzontali convenzionali; i costi di col-tivazione per singolo pozzo possono essere ridotti per-ché sono richiesti pochi pozzi.

La decisione di perforare e completare un pozzo mul-tilateral comporta la pianificazione di una appropriatacombinazione di componenti di perforazione, casing ecompletamento per minimizzare i problemi; la scelta diun appropriato sistema di completamento, come già dettoin precedenza, dipende dalle richieste di intervento inpozzo e dal ciclo di vita del pozzo.

Sistemi di completamento intelligenti (ICS)Con Intelligent Completion System (ICS) si intende

l’implementazione del controllo di processo attuato diret-tamente in pozzo. Un sistema siffatto ha l’obiettivo di con-trollare i flussi nonché le emissioni sia sotto il profilo pro-duttivo che ambientale, intervenendo il più vicino possi-bile alla sorgente al fine di consentire di adottare le strategiedi produzione più idonee per il controllo del comporta-mento del pozzo. La prossimità alla sorgente, e in parti-colare alla zona produttiva, costituisce una modalità perrendere più facili alcune operazioni (misure di pressione,temperatura e portata) e più economiche altre (separazio-ne e reiniezione dell’acqua prodotta).

La principale motivazione nell’adozione di un com-pletamento intelligente è da identificarsi nella flessibilitàdella produzione, nella riduzione di futuri interventi diworkover, e conseguentemente nel miglioramento dellaperformance del pozzo. Il beneficio fondamentale è rap-presentato dalla riduzione delle operazioni di routine edegli interventi occasionali per mezzo della adozione distrumentazione remota e di dispositivi motorizzati nelpozzo, come le valvole di controllo e/o produzione.

Tra gli aspetti che costituiscono un reale interessenell’adozione di completamenti intelligenti possiamocitare: a) la regolazione del flusso da diversi livelli pro-duttivi; b) la chiusura selettiva dei livelli la cui produ-zione è condizionata dalla presenza di acqua o gas intenori superiori ai valori prefissati; c) l’iniezione selet-tiva di acqua per la produzione assistita nei diversi livel-li; d) la strumentazione per misure precise e dinami-che di pressione, temperatura e portata; e) i dispositi-vi per la separazione di acqua, olio e gas downhole;

f) il controllo remoto della produzione; g) la strumenta-zione per effettuare il testing selettivo delle capacità diproduzione dei diversi livelli.

L’archetipo di ICS è orientato verso pozzi con zoneisolate da packer multipli o singoli ognuno dei quali con-tiene dispositivi per la misura integrata di parametri fisi-ci quali pressioni, temperature e monitoraggio delle por-tate nonché la regolazione della produzione attraversol’utilizzo di valvole choke motorizzate. Tutti i livelli con-trollati e monitorati sono connessi alla centrale di con-trollo in superficie per mezzo di un cavo che consentela raccolta dei dati dai sensori localizzati nei singoli livel-li produttivi e l’invio dei segnali per l’attuazione deicomandi ai dispositivi di controllo lungo la stringa dicompletamento (fig. 6).

Sistemi per la trasmissione bidirezionale e non deidati, da o verso fondo pozzo, fanno un largo uso dellatecnologia a fibre ottiche. Le fibre ottiche presentanonumerosi vantaggi rispetto ai sistemi tradizionali di tra-smissione dati via cavo. Sono sicuramente in grado ditrasmettere una più ampia quantità di informazioni chenon i sistemi convenzionali con un maggiore rapportosegnale-rumore. Le fibre ottiche non interferisconocon altri sistemi presenti in pozzo non utilizzando come




porta sonde

giunto per ingresso laterale

posizionatore assemblaggio di tenuta

torquemaster packer

linee di controllo

alimentazioni multiple attraverso il packer

valvola a scorrimento idraulico ovalvola elettrica

filtro pergravel pack

packer pergravel pack

fig. 6. Completamenti intelligenti: completamento con controllo della produzione in pozzo (© 2004 Baker Hughes, Incorporated).

sistema di trasmissione una corrente elettrica. Essendopoco ingombranti (le fibre ottiche hanno il vantaggio dioccupare da un quarto alla metà dello spazio normal-mente richiesto dai sistemi convenzionali) permettonoun utilizzo dello spazio più razionale permettendo cosìl’installazione di altra strumentazione. Inoltre presenta-no un grado di sicurezza intrinseca maggiore rispetto aisistemi convenzionali non richiedendo per la trasmis-sione un segnale elettrico e sono in grado di resistere atemperature elevate come 300° C. Dal punto di vista dellasicurezza intrinseca questa rimane un aspetto importan-te per i sistemi di alimentazione sia dei sistemi di tra-smissione a fibre ottiche che dei motori necessari agliattuatori associati ai dispositivi di regolazione in pozzo.

Un aspetto particolarmente interessante che si pro-spetta nei completamenti intelligenti è l’impiego di dispo-sitivi di separazione in pozzo. L’idea di separare l’acquadall’olio a fondo pozzo e di reiniettare l’acqua stessa informazione durante la produzione di olio è una tecnicache presenta molti vantaggi. Può consentire di rispar-miare il costo di sollevamento dei fluidi in superficie,riducendo le dimensioni, i pesi e i costi delle attrezzatu-re di superficie, nonché produrre un risparmio sui costidi trattamento in aree sensibili come nel caso delle ope-razioni offshore.

La tendenza è quella di rimuovere l’acqua vicino allaformazione produttiva così da sfruttare le condizionidecisamente più favorevoli. Infatti a temperature relati-vamente alte, quali quelle di giacimento, la viscosità delfluido è minore che in superficie e sia il gas che gli even-tuali asfalteni presenti sono ancora in soluzione. Inoltre,l’olio proveniente dal giacimento non ha ancora subitoun processo di agitazione intenso per cui la possibilitàdi formazione di emulsioni è ridotta. Infine, la rimozio-ne dell’acqua a questo livello contribuisce a contenerele perdite di carico lungo il tubing, consentendo di incre-mentare la produzione stessa.

3.5.3 Attrezzature per il completamento

Le attrezzature che vengono impiegate nell’assemblarela batteria di completamento di un pozzo sono numero-se e molto varie; di conseguenza vengono descritti sol-tanto i principali elementi.

Materiale tubolare L’elemento principale del completamento è il tubing,

ovvero l’insieme di tubi che consente di mettere in con-nessione la zona del giacimento selezionata per la produ-zione e la superficie. I tubi sono in acciaio, senza salda-tura, e si suddividono in base alla lunghezza, al diame-tro, al tipo di acciaio, al peso e quindi allo spessore, e altipo di giunto o di filetto. Una alternativa all’impiego di

stringhe di tubi collegati tra loro con elementi di giun-zione è l’impiego del cosiddetto coiled tubing. Si tratta diun tubo in acciaio avvolto su un tamburo che viene intro-dotto nel foro per mezzo di un apposito impianto. Questasoluzione permette la messa in esercizio di un completa-mento in tempi molto brevi così come una altrettanto velo-ce operazione di rimozione del completamento nel rispet-to di una condizione di economicità. Il coiled tubing hainoltre la caratteristica di poter essere riutilizzato su altriimpianti. Viene generalmente utilizzato per realizzare deicompletamenti provvisori per effettuare dei test di pozzodi lunga durata o dove esistono reali difficoltà nell’im-piegare un sistema di tubazioni giuntate.

Agli elementi tubolari che costituiscono la stringa diproduzione si aggiungono degli elementi speciali. Que-sti sono richiesti per assolvere localmente particolari fun-zioni. Tra essi si annoverano i giunti di flusso (flow coup-ling), i giunti antiusura (blast joint), i raccordi di allog-giamento (landing nipple), i dispositivi di circolazione,e i giunti di espansione (travel joint).

I giunti di flusso sono dei tubi corti che hanno spes-sore maggiore del tubing. Vengono impiegati in prossi-mità di dispositivi che producono una elevata turbolen-za all’interno del tubing, per ritardare il possibile gua-sto per erosione. Lo spessore offerto dai flow couplingè circa il doppio di quello del tubing, a parità di diame-tro interno. Si impiegano in genere con i landing nippleo con i dispositivi di circolazione.

Anche i blast joint assolvono la funzione di allunga-re il tempo di vita del completamento, in particolare, pro-teggendolo dall’effetto erosivo del flusso entrante nelpozzo che investe la stringa di produzione. Si presenta-no con il diametro interno uguale a quello del tubing econ il diametro esterno maggiore.

I landing nipple sono dei tronchetti di tubo a paretespessa lavorati internamente per creare dei profili di bloc-caggio e una sede di tenuta; l’obiettivo di tali raccordiè quello di fornire una sede di alloggiamento, fermo etenuta per dispositivi di controllo del flusso. Altro casoè costituito dai raccordi per ospitare le valvole di sicu-rezza rimovibili; in questo caso i landing nipple posso-no differire dai raccordi standard per la presenza di unalinea di controllo idraulico.

I dispositivi di circolazione vengono impiegati permettere in comunicazione l’interno della stringa di pro-duzione con l’annulus tubing-casing. Questa comunica-zione è richiesta qualora si intenda far circolare un fluidoin pozzo, trattare il pozzo con prodotti chimici o inietta-re fluidi attraverso l’annulus nel tubing. Di questi dispo-sitivi esistono due tipi: i manicotti scorrevoli o valvola ascorrimento (sliding sleeve) e i side pocket mandrel.

Una sliding sleeve è un dispositivo cilindrico con unmeccanismo scorrevole interno o manicotto (sleeve). Siail manicotto interno che il corpo esterno sono forati in mododa offrire delle aperture accoppiate. Il manicotto interno



viene mosso verso l’alto e verso il basso attraverso un uten-sile wireline. Quando si porta la sleeve in posizione aper-ta, la relativa apertura combacia con quella del corpo met-tendo così in comunicazione il tubing con il casing. I mani-cotti scorrevoli vengono tipicamente impiegati al di sopradel packer più superficiale per poter procedere a opera-zioni di equilibratura delle pressioni nel pozzo e/o di cir-colazione, oppure tra due packer per poter consentire laproduzione selettiva da giacimenti multilivello.

I side pocket mandrel sono dei dispositivi specialiche presentano una camera parallela alla camera di flus-so al cui interno è possibile alloggiare dei dispositivi emettere in connessione l’annulus con l’interno della strin-ga mantenendo il diametro di flusso libero da restrizio-ni. Il loro impiego primario è quello di ospitare le val-vole per il gas-lift ma sono stati individuati altri dueimpieghi: come mezzo per la circolazione di fluidi ecome dispositivo di emergenza per il soffocamento delpozzo. In questo caso viene alloggiata una valvola chesi apre solo in caso di maggiore pressione esterna altubing consentendo così l’ingresso di un fluido.

Un elemento di importanza primaria sono i giunti diespansione o travel joint. Questi dispositivi consentonodi assorbire i movimenti della stringa di produzione dovu-ti alle variazioni di pressione e temperatura; un giuntodi espansione si compone di due tubi concentrici cheentrano l’uno nell’altro ed elementi di tenuta idraulicasono presenti nel tubo interno, per isolare l’annulus trai due elementi nel corso delle escursioni del giunto. Ingenere si installa un travel joint sopra il packer più super-ficiale per conciliare i movimenti del tubing altrimentidi difficile compensazione.

Completamento della testa di pozzoLa stringa di produzione è collegata in superficie alla

testa pozzo per mezzo di una serie di elementi che vannoa costituire il completamento della testa pozzo. Questasi compone del tubing spool, del tubing hanger e dellacroce di produzione o Christmas tree (fig. 7).

Il tubing spool serve a sorreggere la batteria di pro-duzione e a connettere inferiormente la testa dei casinginstallati e superiormente la croce di produzione. Iltubing spool è provvisto di due uscite laterali che con-sentono il controllo dell’annulus tra tubing e casing diproduzione.

Il tubing hanger serve a sostenere il tubing e a sta-bilire la tenuta dell’annulus. Questo viene alloggiato neltubing spool e su di esso si avvita la batteria di produ-zione. La tenuta tra tubing e casing di produzione è assi-curata da una guarnizione posta esternamente.

Al di sopra del tubing spool viene installata la crocedi produzione la cui funzione è quella di consentire leoperazioni di regolazione della produzione e di permet-tere le operazioni di manutenzione o workover nel pozzoin condizioni di sicurezza. Il Christmas tree si compone

di due valvole a saracinesca principali che consentonola chiusura del pozzo, le valvole generali al di sopra dellequali viene installato un raccordo a croce. Sulle flangielaterali si montano delle valvole, le valvole laterali, cheservono sia per la produzione che per eventuali inter-venti sul pozzo. Sulla flangia superiore è montata un’al-tra valvola, simile ad una valvola generale, e una flan-gia di coronamento che serve per il montaggio delleattrezzature necessarie agli interventi da effettuare sulpozzo senza dover fermare l’erogazione. Sulla flangia dicoronamento viene montato il manometro per la misu-ra della pressione in corrispondenza della testa pozzo.

Il packer di produzioneLa stringa di produzione, nella maggior parte dei casi,

non ha un solo punto di ancoraggio, nella testa pozzo,ma anche un secondo punto posto nella parte inferiorein prossimità del livello da mettere in produzione. Que-sto è realizzato attraverso l’impiego di una attrezzatura,chiamata packer, che oltre a consentire la funzione diancoraggio svolge il ruolo di separatore idraulico tra lazona in produzione e la parte restante del pozzo. I packerassolvono inoltre numerosi altri ruoli: si utilizzano perproteggere il casing dalla pressione di formazione e daifluidi prodotti, per isolare le perdite nei casing o nelleperforazioni danneggiate, per isolare orizzonti produttivi



valvola laterale

pressione nel tubing odi testa

duse disuperficie

tubing

valvola generale

casing diproduzione

casingintermedio

casing disuperficie

testa delcasing

inferiore

testa delcasing

superiore

testa deltubing

valvolacasing

pressioneintercapedine casing

Chr

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as tr

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pozz

o

fig. 7. Schema di testa pozzo e Christmas tree (Agip, 1996).

multipli, per mantenere i fluidi di completamento nel-l’annulus e per poter impiegare alcuni metodi di solle-vamento artificiale.

Individuata la necessità di installare un packer è neces-sario procedere alla scelta del tipo e della sua dimen-sione, del numero di fori necessari, delle modalità diinstallazione e di rimozione. Nonostante l’ampia gammadi tipologie, tutti i packer hanno tuttavia delle caratteri-stiche simili: ogni packer dispone di una connessioneper il flusso o mandrino (flow mandrel), di elementi ditenuta, di una sede conica e di cunei (slip). Il mandrinocostituisce il condotto per il passaggio del packer stes-so. Su di esso si installa il tubing o qualunque altro dispo-sitivo necessiti l’attraversamento del packer. Gli elementidi tenuta consentono di mantenere pressioni differentitra il tubing e l’annulus. La sede conica serve sia perposizionare gli anelli di ancoraggio, i quali fanno presasulle pareti del casing e prevengono i movimenti versol’alto o verso il basso del packer, sia per consentire l’e-spansione degli elementi di tenuta.

Una distinzione primaria dei packer prevede una clas-sificazione in funzione della loro possibile rimozionedistinguendo così due grandi famiglie: i packer perma-nenti e quelli rimovibili.

I packer permanenti non possono essere completa-mente rimossi e reinstallati nel pozzo; normalmente sonoinstallati separatamente dalla stringa di completamento,la quale viene successivamente inserita a pressione sulflow mandrel del packer. La messa in opera viene rea-lizzata con apposite attrezzature. È possibile installareun tale tipo di packer anche con la stringa di produzio-ne, ma in questo caso deve essere possibile disconnette-re il tubing dal packer per provvedere poi alla rimozio-ne dello stesso. La rimozione di questa tipologia di packerprevede che esso debba essere fresato e non potrà esse-re riutilizzato.

I packer rimovibili sono progettati per essere disin-stallati e reinstallati altrove nel pozzo. Proprio per que-sta caratteristica essi vengono messi in opera assiemealla stringa di produzione e sono attivati sia per via mec-canica che per via idraulica. Per essere rimossi si agisceper via meccanica sia attraverso una trazione della strin-ga, sia con una serie di rotazioni che consentono lo sgan-cio del dispositivo di blocco. Gli anelli di ancoraggiosbloccati si ritraggono nella loro sede, gli elementi ditenuta si rilassano e il dispositivo può essere rimosso.

Un’altra caratteristica dei packer che consente di clas-sificarli è la presenza di fori di passaggio. Questi servo-no per la comunicazione attraverso il packer e possonosia ospitare la stringa di completamento che consentirel’accesso e la connessione a qualsiasi dispositivo elet-trico o di misura posto al di sotto del packer stesso. Esi-stono packer che hanno uno, due, o tre fori e sono noticome singoli, doppi o tripli. I packer doppi vengonousualmente impiegati, per esempio, nei completamenti

in stringa doppia. Nel caso di completamenti con unastringa singola l’impiego di un packer doppio consenteil passaggio dell’alimentazione elettrica di una pompaelettrica sommersa.

La messa in opera dei packer, o fissaggio, prevedeche i cunei vengano spinti verso gli elementi di tenuta alfine di produrre la loro espansione. Per esercitare que-sta forza di compressione tra i cunei e gli elementi ingomma si possono impiegare diverse tecniche. Tra lediverse modalità citiamo la rotazione della stringa, il rila-scio di peso, il tiro esercitato attraverso la stringa, la pres-surizzazione dell’interno della stringa o ancora l’espan-sione dei gas prodotti da una esplosione.

In generale, i metodi di fissaggio si dividono in mec-canici, idraulici ed elettrici. I metodi meccanici sonocostituiti da tecniche che utilizzano delle azioni mecca-niche dirette sulla stringa di completamento, come larotazione o il sollevamento del tubing o ancora il rila-scio di peso. Il metodo idraulico consiste nel pressuriz-zare l’interno della stringa per poter azionare il pistonepresente all’interno del packer. Il terzo metodo, ovveroquello elettrico, consiste nell’inviare attraverso una lineaelettrica un impulso ad un dispositivo di installazione osetting. L’impulso elettrico serve per attivare una caricadi esplosivo contenuta nel dispositivo di setting produ-cendo così lo sviluppo dei gas di combustione: l’incre-mento della pressione dovuta alla loro espansione for-nisce la forza necessaria al fissaggio del packer.

Alcuni packer richiedono che la forza per la messain opera sia continuamente applicata al fine di mante-nerli in posizione. Questi packer sono definiti come com-pression-set e tension-set packer. Sono entrambi di tipomeccanico e richiedono l’applicazione della sollecita-zione per la messa in opera direttamente sulla stringa diproduzione. I packer a compressione richiedono chevenga esercitato costantemente un carico compressivosulla loro sommità. Usualmente questo carico viene appli-cato attraverso il rilascio del peso del tubing, ma puòanche venire esercitato tramite l’azione di un differen-ziale di pressione, attraverso la maggiore pressione appli-cata sulla faccia superiore del packer. Pertanto, questotipo di packer viene utilizzato nel caso di pozzi di inie-zione. Infatti, qualora il carico compressivo venga ridot-to si produce il rilascio del dispositivo di fissaggio e quin-di lo sgancio del packer; dunque, è importante valutarele azioni indotte sul tubing al fine di stabilire se questepossono condurre allo sgancio del dispositivo. I packera trazione necessitano, per essere messi in opera e ivimantenuti, di un carico a trazione che viene esercitatoattraverso il tiro del tubing. Questo fa sì che una sovrap-pressione nella parte inferiore del packer produca unsuo incremento di tenuta. Un tale tipo di packer vieneimpiegato nel caso di livelli produttivi dove la pressio-ne di formazione è maggiore della pressione esercitatanell’annulus. La condizione di sollecitazione neutra o



di compressione produce lo sgancio del packer. Anchecondizioni operative che producono una espansione deltubing favoriscono la disinstallazione del packer, comeper esempio un aumento di temperatura che induce unadilatazione termica.

I packer idraulici, elettrici o meccanici messi in operacon la rotazione della stringa vengono definiti neutri poi-ché restano in posto sia che la stringa sia in trazione, incompressione o neutra.

I metodi per portare il packer nella posizione desi-derata possono impiegare o un cavo, o delle aste di perfo-razione o di lavoro, o la stringa di produzione stessa. Ilmetodo di messa in opera deve essere compatibile conil tipo di packer scelto e il sistema di connessione trapacker e tubing; la valutazione dei costi a esso associa-ti deve essere analizzata per poter confrontare le possi-bili alternative.

Esistono quattro differenti metodi per la connessio-ne tra tubing e packer. Questi comprendono una con-nessione filettata, un montaggio con ancoraggio (anchorassembly), un montaggio J-latch, e un montaggio conun posizionatore (locator). Un sistema con anchor assem-bly consiste nell’impiego di una tubazione corta dotatadi guarnizioni di tenuta e di una serie di denti di tenutache garantiscono il bloccaggio del tubing sul packer. Unmontaggio J-latch consiste in un dispositivo di arresto ebloccaggio a forma di J posto sopra ad una serie di tenu-te il quale si fissa con i perni interni o esterni sulla testadel packer. Questi tipi di connessione, assieme alla con-nessione filettata, consentono di formare un sistema inte-grale packer-tubing. Il locator assembly, consiste in unapila di anelli di tenuta e di un posizionatore posto supe-riormente. Questo sistema non dà luogo a una continuitàmeccanica tra tubing e packer, pertanto questa connes-sione consente i movimenti del tubing, sia di espansio-ne che di contrazione, sul packer.

Valvole di sicurezzaLe valvole di sicurezza o Subsurface Safety Valves

(SSV) sono dei dispositivi di controllo utilizzati per inter-rompere la produzione di un pozzo in caso di emergen-za. L’apertura e la chiusura di una valvola di sicurezzapossono essere attuate dalla superficie attraverso unalinea idraulica di controllo oppure direttamente dalle con-dizioni nel pozzo.

Le valvole di sicurezza controllate dalla superficiesono costituite da un pistone su cui agisce la pressioneesercitata attraverso la linea idraulica dalla superficie permantenere aperto il dispositivo di chiusura. Una mollaagisce in direzione opposta così da poter chiudere la val-vola nel caso di mancanza di pressione. Nella maggiorparte dei tipi di valvole di sicurezza controllate in super-ficie, la pressione nel pozzo viene fatta agire concorde-mente alla molla così da provvedere alla chiusura dellavalvola stessa.

Le valvole di sicurezza controllate nel pozzo sonocomandate direttamente dalle pressioni del pozzo e nonrichiedono la presenza di una linea di controllo che rag-giunga la superficie. Le valvole in questo caso vengono‘armate’ in superficie prima dalla loro installazione. Man-tengono la condizione di apertura finché le condizionidi flusso restano all’interno dei normali regimi di pres-sioni di produzione. In caso contrario si chiudono. L’as-senza di controllo dalla superficie non consente di riar-mare le valvole e quindi di riaprire la valvola stessa e ciòne limita l’impiego a particolari applicazioni.

Esistono due diversi tipi di SSV: le Tubing SafetyValves (TSV), che si installano lungo il tubing e hannoil compito di provvedere al controllo del flusso attraver-so lo stesso, e le Annular Safety Valves (ASV), le quali,al contrario, provvedono al controllo del flusso nello spa-zio anulare tra tubing e casing.

Le valvole di sicurezza si classificano in base al lorodispositivo di chiusura e al metodo di recupero o rimo-zione della valvola stessa. Esistono delle TSV che peressere rimosse richiedono la rimozione del tubing stes-so e altre che possono essere rimosse senza eseguire ope-razioni sul tubing ma attraverso un intervento wirelineche consente di rimuovere la valvola dalla propria sedeutilizzando un utensile idoneo. I dispositivi di chiusurapiù comunemente adottati per le SSV sono le sfere e idischi incernierati; entrambi i meccanismi si possonoimpiegare sia sulle valvole removibili con il tubing checon un intervento wireline.

Elemento indispensabile che caratterizza i diversitipi di valvole è il dispositivo di equalizzazione dellepressioni. Infatti nella operazione di chiusura della val-vola si viene a formare una differenza di pressione attra-verso il dispositivo di chiusura che deve essere rimos-sa prima di riaprire la valvola stessa. La presenza di undispositivo di equalizzazione delle pressioni consentedi eseguire questa operazione agendo direttamente sullavalvola. Nel caso in cui non sia presente sarà necessa-rio equalizzare le pressioni pressurizzando il tubingsoprastante impiegando una pompa o un compressore.I dispositivi di equalizzazione risultano essere moltoutili ma per contro, essendo soggetti a sollecitazioni evelocità elevate, nelle operazioni di chiusura-aperturapossono costituire loro stessi una fonte di problemi.Pertanto, si preferisce utilizzare valvole equalizzate nelcaso di SSV installate e removibili con un interventowireline mentre nel caso di valvole che richiedono larimozione del tubing è decisamente più affidabile lascelta di una valvola non equalizzata.

Le valvole di sicurezza anulari o ASV si utilizzanoin prossimità della testa pozzo per prevenire l’ingressodi gas presente nell’intercapedine casing-tubing nelcaso di compromissione dell’integrità della testa pozzo.Questa situazione si presenta ad esempio nel caso dicompletamenti che prevedono l’impiego di sistemi di



sollevamento con gas-lift o con pompe elettriche som-mergibili o Electrical Submergible Pumps (ESP). Inentrambi i casi si utilizza l’anulo esistente tra tubing eparete tubata per iniettare, nel caso del gas-lift, o eva-cuare il gas, nel caso delle ESP. In questi casi si proce-de quindi all’installazione di una ASV in combinazionecon un packer di produzione, una TSV e un travel jointopzionale. Le valvole sono controllate dalla superficiecon opportune linee di controllo per poter procedere all’e-ventuale riarmo.

Una prossima applicazione delle ASV è legata allosviluppo dei sistemi di separazione in foro e re-iniezio-ne dei fluidi in formazione da realizzarsi con un com-pletamento singolo.

3.5.4 Materiali

Nella scelta dell’attrezzatura per il completamento di unpozzo è necessario specificare quali siano i materialiadeguati per l’impiego previsto.

Gli elementi tubolari metallici sono prodotti in acciaiodolce (0,3% di carbonio) con piccole quantità di man-ganese. Gli incrementi di resistenza meccanica sono otte-nuti con processi di tempra o rinvenimento dell’acciaio.Acciai speciali che non rientrano nelle categorie APIvengono impiegati nelle applicazioni in ambienti ostiliche richiedono alte resistenze meccaniche o al solfurodi idrogeno. La normativa API che regolamenta i mate-riali metallici da impiegare per le attrezzature di com-pletamento è la stessa valida per le tubazioni di rivesti-mento del pozzo.

Le attrezzature per condizioni di impiego standardusualmente soddisfano i requisiti meccanici stabiliti nellanormativa API L-80, valida anche per ambienti di lavo-ro corrosivi o acidi, senza tener conto della temperatu-ra. Quest’ultima ha una grande influenza sui materialinon metallici come gli elastomeri che, per esempio, atemperature superiori a 275 °C si degradano nel tempoperdendo le caratteristiche di tenuta. I composti elasto-merici ad alta efficienza presentano delle temperature diesercizio più alte ma, nel caso di impieghi con alte pres-sioni, è necessario l’uso di un dispositivo di ritegno osupporto per evitare le estrusioni di elastomeri.

Se si considerano le condizioni operative e il tipo diambiente in cui lavorano le attrezzature di completa-mento emergono delle considerazioni importanti. La pro-babilità di sviluppo di fenomeni di corrosione è stretta-mente legata alla presenza di acqua, sia di giacimentoche di condensazione. Le acque presenti all’interno dellastringa di produzione assumono un carattere ‘corrosivo’in presenza di biossido di carbonio (CO2) e di solfuro didrogeno (H2S) o di fluidi di acidificazione; pertanto èimportante stabilire a priori la corrosività in corrispon-denza delle temperature nel foro in presenza di CO2 e

H2S prima di scegliere i materiali metallici da installa-re. Si tenga presente che la velocità di corrosione aumen-ta con la produzione di acqua e con la diminuzione delpH dell’acqua. In caso di una bagnabilità del tubing all’o-lio o di produzione di emulsioni di acqua in olio, i feno-meni corrosivi sono fortemente mitigati.

La corrosione dovuta al CO2 risulta essere dipen-dente dalla sua concentrazione e dalla sua temperatura.In particolare per temperature inferiori a 60 °C, al cre-scere della concentrazione di CO2 aumenta l’effetto cor-rosivo, mentre all’aumentare della salinità delle acquela corrosione diminuisce. Con temperature superiori a60 °C la corrosione diminuisce poiché si ha la deposi-zione di carbonato di ferro (FeCO3) e di ossidi di ferro;l’aumento di salinità in questo caso produce un aumen-to del potere corrosivo delle miscele acqua-biossido dicarbonio.

Un altro importante aspetto della corrosione è quel-lo che riguarda l’impiego di materiali metallici diversifra loro. In questo caso si sviluppano dei differenziali dipotenziale tra i due metalli a contatto che producono l’in-staurarsi di un flusso di correnti galvaniche; tale flussocomporta il consumo dei materiali stessi alla stregua dielettrodi sacrificali. È altresì importante valutare l’ef-fetto di operazioni di stimolazione, dove si utilizzanosoluzioni acide, o ancora iniezioni di acque non com-pletamente de-aerate e quindi ricche di ossigeno.

Un altro fenomeno di rilevante importanza in ambien-ti ostili è l’infragilimento indotto dalla presenza di idro-geno libero. In questo caso è l’esposizione al solfuro diidrogeno che porta un materiale non fragile ad assume-re un comportamento meccanico di tipo fragile e questoè dovuto alla penetrazione degli atomi di idrogeno all’in-terno della struttura metallica. Questo fenomeno è favo-rito da ambienti con pressioni elevate e si accentua all’au-mentare della concentrazione di solfuro di idrogeno. Fat-tori ambientali che favoriscono lo sviluppo delle fratturenel metallo infragilito sono gli sforzi di trazione, le tem-perature inferiori a 65 °C e la presenza di acque acide.Situazioni di infragilimento possono essere causate anchedagli ioni di cloro presenti in acque calde e particolar-mente saline.

Oltre ai materiali metallici rivestono grande impor-tanza i materiali plastici. Si tratta di materiali impie-gati prevalentemente nella realizzazione di elementi ditenuta che non solo subiscono sollecitazioni meccani-che, ma vengono sottoposti ad altri tipi di aggressioninel caso di esposizione ad alte temperature e pressio-ni nonché in presenza di composti idrocarburici e non.I materiali plastici si distinguono in materiali elasto-merici e non elastomerici. I primi includono i ben noticomposti a base di nitrile che si sono rivelati essereparticolarmente adatti alla realizzazione di guarnizionied elementi del packer. Tuttavia questi presentano uncampo di applicazione limitato a condizioni ambientali



normali, infatti in presenza di idrogeno solforato, disolventi aromatici (xilene e toluene), di fluidi di com-pletamento pesanti come il bromuro di zinco e acidi sirileva un degrado delle loro qualità. Stessa cosa acca-de qualora la temperatura superi i 135 °C. Per opera-re nelle condizioni in cui il nitrile viene attaccato sipossono impiegare degli elastomeri a base di fluoro-carburi. Però si deve tenere presente che inibitori dicorrosione a base di ammine, metanolo, glutar-aldei-de e vapore ne compromettono le caratteristiche. Un’al-tra possibile soluzione è rappresentata gli elastomeria base perfluoro che presentano un ampio campo diapplicazione senza mostrare una particolare perdita diprestazione.

Tra i materiali plastici si devono considerare anchequelli non elastomerici che trovano applicazione nellarealizzazione di guarnizioni di tenuta, in particolare imateriali termoplastici. Questi presentano una buonaresistenza chimica ma mostrano una diminuzione delleproprietà meccaniche in condizioni di temperature ele-vate. Si utilizzano in genere per realizzare elementi ditenuta anche congiuntamente all’impiego di elastomeri.I materiali termoplastici si considerano dei materiali adalta prestazione e pertanto si impiegano in condizioniparticolarmente severe.

3.5.5 Fluidi di completamento

La definizione di fluido di completamento è recentenella storia dell’industria petrolifera (nel passato nonsi distingueva tra fluidi di perforazione e di completa-mento) e si interpone tra quella di fluido di perfora-zione e fluido di stimolazione. Una definizione in sensostretto di fluido di completamento considera come talele soluzioni saline o brine che vengono impiegate inoperazioni di completamento come le perforazioni dellacolonna di rivestimento o la messa in posto di un drenoformato da ghiaietto (gravel-pack). Se si considera unadefinizione più generale si definiscono fluidi di com-pletamento tutti i fluidi che entrano in contatto con ilgiacimento; tale definizione non fa riferimento quindial tipo di fluido ma alla funzione da esso svolta. Si pos-sono considerare fluidi di completamento anche i flui-di di perforazione che vengono impiegati nella perfo-razione della formazione mineralizzata. Questa visio-ne ha portato allo sviluppo dei cosiddetti drill-in fluidche assolvono non solo la funzione di fluido di perfo-razione ma anche quella di un fluido di completamen-to. Come tale, un fluido di completamento è in contat-to con la formazione mineralizzata e la sua principalefunzione è quella di evitare di danneggiare la capacitàproduttiva del reservoir. A tal proposito si possono con-siderare nella stessa categoria i fluidi impiegati neilavaggi acidi del pozzo per la rimozione del carbonato

di calcio e del pannello di fango formato dai drill-influid.

Le salamoie o brine utilizzate nei processi di com-pletamento sono i principali fluidi impiegati a tal fine.Si possono impiegare anche i fanghi di perforazione eoli degassati. Le salamoie sono formate da una baseacquosa e un contenuto in sali che viene stabilito in basealla densità richiesta e alla compatibilità chimico-fisicacon le formazioni a contatto.

La densità del fluido viene stabilita in modo da avereun controllo delle pressioni in formazione. Definita laprofondità e la pressione di overbalance, che in genere èdi 15-20 bar, si procede alla determinazione della den-sità del fluido. Questa dovrà essere corretta in funzionedella temperatura per tener conto dell’espansione che talifluidi subiscono con l’incremento di temperatura; il lorofattore di espansione dipende dalla concentrazione sali-na totale e dai sali disciolti. Altro fattore da tener contonella prevenzione di sovrapressioni è la comprimibilitàdel fluido, che presenta però una minore influenza.

I sali più comunemente impiegati sono i cloruri disodio (NaCl), d’ammonio (NH4Cl), di potassio (KCl),di calcio (CaCl2) e i bromuri di potassio (KBr), di sodio(NaBr), di calcio (CaBr2) e di zinco (ZnBr2). Alcuni diessi si utilizzano in associazione tra loro come il bro-muro e il cloruro di calcio e i bromuri di calcio e zinco.Le massime densità raggiungibili variano da circa 1.100a circa 2.500 kg/m3 a 20 °C. Dal punto di vista dei costile salamoie più economiche sono i cloruri e la misceladi bromuro e cloruro di calcio.

Le salamoie devono soddisfare dei requisiti di com-patibilità sia con le formazioni di tipo argilloso sia conle acque di formazione e i gas e gli oli presenti. Per quel-lo che concerne le argille l’obiettivo è evitarne il rigon-fiamento o swelling e/o la deflocculazione. Per evitarequesti fenomeni che causano il distacco di particelle dallepareti, devono essere soddisfatti dei requisiti minimi disalinità. In particolare, si richiede la presenza di almenoil 3% di NH4Cl o il 2% di KCl. Nel caso di formazioniparticolarmente ricche in componenti argillose si prefe-risce sostituire le salamoie con fluidi a base d’olio chepresentano una elevata capacità inibente. L’impiego disoluzioni saline con elevate densità necessita di una par-ticolare attenzione per quello che riguarda il danno indot-to alla formazione per effetto della precipitazione di solu-ti. Infatti, si è osservato che in presenza di sali di calcioquesti tendono a precipitare qualora la densità superi i1.700 kg/m3. In questi casi viene consigliato l’impiegodi almeno l’8% di ZnBr2. È stato rilevato anche che tem-perature superiori a 150 °C agiscono sulla crescita deicristalli, favorendone quindi il danneggiamento.

La compatibilità dei fluidi di completamento con leacque di formazione ha come effetto la formazione didepositi (scale). I depositi si formano nel caso di misce-lazione di acque incompatibili, di variazioni di solubilità



con la temperatura o con la pressione e per l’evaporazio-ne dell’acqua. I depositi più comuni sono a base di car-bonato di calcio e di ferro, di solfati di calcio, bario estronzio, di cloruro di sodio, di solfuro di ferro e di sili-cati. Per prevenire la deposizione di soluti è bene ese-guire dei test di compatibilità prima di procedere nellascelta del fluido di completamento. Qualora si utiliz-zino diverse salamoie è bene verificare la loro compa-tibilità prima dell’uso.

La compatibilità con gli oli e i gas naturali in for-mazioni consiste nel verificare la possibilità di forma-zione di emulsioni olio-acqua o di morchie che possonoandare a ostruire i pori danneggiando così la formazio-ne. Si ritiene quindi importante verificare in laboratoriola formazione delle emulsioni tramite test condotti nellecondizioni di reservoir. Nel caso di incompatibilità accer-tata in corso d’uso questa può essere rimossa riformu-lando il fluido di completamento. Questi fenomeni avven-gono maggiormente nel caso di salamoie pesanti dove ilgrado di salinità è elevato. Nel caso di gas naturale è ilcontenuto in CO2 che può rappresentare un rischio diprecipitazione di CaCO3 qualora si utilizzino delle sala-moie a base di calcio.

3.5.6 Perforazione della colonna di rivestimento

Nel caso di completamento in foro tubato è necessarial’operazione di perforazione del rivestimento al fine diripristinare la connessione idraulica tra l’interno del foroe la formazione mineralizzata e tale operazione vienerealizzata attraverso l’impiego di dispositivi chiamatifucili o gun. Tale denominazione è da attribuire al meto-do di perforazione impiegato in origine che prevedeval’uso di proiettili perforanti sparati da corti fucili. Que-sti hanno il ruolo di guidare il proiettile verso la paretetubata per poterla perforare e raggiungere la formazio-ne, penetrandola in parte. Le velocità raggiunte dai proiet-tili, dell’ordine dei 1.000 m�s, sono sufficienti per con-sentire la perforazione del tubing, del cemento e dellaformazione. Questo metodo presenta una bassa effica-cia nel caso si impieghino per il rivestimento materialiparticolarmente resistenti e in presenza di formazionitenaci. Il loro uso è oramai fortemente limitato al casodi formazioni soffici e quando si desiderano avere deifori perfettamente circolari.

Un altro metodo di perforazione consiste nell’im-piegare getti di fluidi ad alta pressione costituiti sia daliquidi che da miscele acqua-sabbia. I dispositivi che siutilizzano consentono di realizzare dei fori o delle asolesul casing ed eventualmente, qualora sia necessario, pro-durre un taglio completo dello stesso. Il principale van-taggio di questo metodo è di consentire la formazionedi condotti molto puliti senza arrecare disturbo alla

formazione. Il maggior svantaggio consiste nella len-tezza del processo e nei costi elevati, consentendo cosìun utilizzo realistico per la realizzazione di perforazio-ni su corti intervalli.

Il terzo metodo di perforazione è quello attualmentepiù diffuso e viene chiamato perforazione a getto (jetperforating). Questo metodo consiste nell’impiego di cari-che esplosive particolari note con il termine di ‘carichecave’ inserite in un sistema di supporto denominato fuci-le. Le cariche presentano una sagoma concava che con-sente di generare al momento della detonazione una came-ra di espansione primaria dei gas prodotti e la loro foca-lizzazione nella direzione desiderata. I sistemi diperforazione a getto si compongono di una serie di ele-menti che formano il cosiddetto treno esplosivo (explo-sive train). Questi elementi sono: un detonatore che vieneimpiegato per attivare le cariche, una miccia detonanteper connettere il detonatore alle cariche e le cariche tradi loro, e le cariche stesse. Il treno esplosivo viene por-tato nel foro impiegando diversi metodi. Si può impie-gare un sistema wireline prima di discendere il comple-tamento, oppure si può ricorrere all’impiego di un coiledtubing o della stessa stringa di produzione per poter poiprovvedere direttamente a successive operazioni in pozzo.

Gli esplosivi impiegati in questo sistema di perfora-zione sono di tipo detonante ovvero materiali la cui com-bustione procede ad una velocità maggiore della velocitàdi propagazione del suono nel materiale stesso. Tra gliesplosivi detonanti si distinguono esplosivi primari esecondari. Gli esplosivi primari sono utilizzati esclusi-vamente nei detonatori per la loro elevata sensibilità all’ac-censione. Sono pertanto da maneggiare con estrema atten-zione e nell’industria petrolifera si stanno rapidamentesostituendo con esplosivi secondari. Questi ultimi si uti-lizzano in tutte e tre le componenti del treno esplosivo.Sono materiali molto meno sensibili ai processi di accen-sione e pertanto intrinsecamente più sicuri. Nel settorepetrolifero gli esplosivi secondari maggiormente impie-gati sono RDX, HMX, HNS e PYX (tab. 1).

I tipi di detonatori impiegati sono di due tipi: elet-trici e a percussione. Nel caso si utilizzi un metodo wire-line per il posizionamento e l’esecuzione della perfora-zione, i detonatori utilizzati sono di tipo elettrico. Traessi si distinguono i detonatori che utilizzano esplosiviprimari e quelli che utilizzano esplosivi secondari. Idetonatori che fanno uso di esplosivo secondario sonogli exploding foil, gli exploding bridgewire e i detona-tori a transizione deflagrazione-detonazione. La sceltadei detonatori idonei all’uso deve essere fatta in basealla energia necessaria alla loro accensione; infatti, esi-ste per questi detonatori il rischio di autoaccensionedovuto alle correnti vaganti che possono prodursi all’in-terno degli elementi elettrici. Questi vengono ridottiadottando detonatori che richiedono una elevata ener-gia all’accensione.



Nel caso si impieghi un sistema di posizionamentoche utilizza il tubing, il tipo di detonatore preferibile perla perforazione è quello a percussione. In questo caso, undispositivo di percussione urta una capsula contenenteuna piccola quantità di esplosivo che produce l’accen-sione dell’esplosivo primario e secondario. La sicurezzaintrinseca del sistema è maggiore rispetto ai detonatorielettrici poiché non sono presenti elementi metallici all’in-terno del detonatore. Rimane sempre il rischio associatoagli urti che si possono produrre nelle operazioni di posi-zionamento in pozzo.

Per trasmettere la detonazione alle cariche lungo ilfucile si utilizza la miccia detonante. Quest’ultima è for-mata da esplosivo secondario contenuto in una camiciarealizzata sia in materiali metallici (alluminio o piom-bo) sia in materiali plastici estrusi su un tessuto intrec-ciato. Le velocità di detonazione dipendono dall’esplo-sivo secondario utilizzato. Le più lente sono a base diHNS e PYX (tra 6.000 e 6.100 m�s) mentre velocità didetonazione più elevate si ottengono con RDX e HMX(circa 7.900 m�s).

Un ulteriore metodo utilizzato nelle operazioni diperforazione delle colonne di completamento è quellodelle cariche cave. Il loro funzionamento è complesso,ma, per contro, il sistema è particolarmente semplice econsiste in un corpo (che ospita l’esplosivo) la cui parteinterna è profilata adeguatamente, e nella camicia di rive-stimento dell’esplosivo. Diamo nel seguito una brevedescrizione del funzionamento della carica cava. L’ac-censione dell’esplosivo produce la sua detonazione, l’on-da di pressione che si genera e l’espansione dei gas pro-ducono il collasso della camicia di rivestimento lungoun asse di simmetria.

È dalla geometria della carica e dal materiale dellacamicia che dipendono la forma e la lunghezza dipenetrazione della perforazione. La forma conica pro-duce un getto lungo e sottile che produce una profonda

penetrazione ma con un diametro piccolo. La formaparabolica o semisferica produce fori poco profondi e digrande diametro. Proprio in base a tali risultati si distin-guono dei perforatori a getto Deep-Penetrating (DP) eBig-Hole (BH). Valori tipici dei fori creati con delle cari-che DP sono tra 5 e 12 mm con profondità di penetra-zione dell’ordine dei 30-50 cm. Le cariche BH produ-cono invece fori di diametro tra 15 e 40 mm con profon-dità che non superano i 20 cm.

Il treno esplosivo viene supportato dal cosiddettofucile o gun. Esistono due differenti tipologie di fucili:i fucili con porta cariche ricavati all’interno di un tuboe i sistemi a capsule. I primi consistono in un condottotubolare chiuso alle estremità che contiene il treno esplo-sivo. Questo sistema protegge gli esplosivi dall’ambienteesterno evitando ogni tipo di degradazione. Ne esistonodue tipologie, una con aperture fresate e chiuse con oppor-tune capsule (ported gun) e l’altra con tubo integro conla parete assottigliata in prossimità delle cariche (scal-loped gun). Mentre il primo tipo può essere riutilizzatopiù volte il secondo prevede il suo abbandono in foro.La tenuta dei fucili è fondamentale per evitare il contat-to delle cariche con i fluidi e un loro danneggiamento. Isistemi di accensione impiegati nel caso dei ported gunsono di tipo elettrico con detonatore dal basso. Nel casodi scalloped gun l’accensione può essere di tipo elettri-co, idraulico o a percussione con accensione dall’alto.

I fucili a capsule o capsule gun sono formati da cari-che dotate singolarmente di capsule protettive e sonomontate su un set di cavi o su un supporto flessibile dimateriale plastico. Questo sistema consente di impiega-re cariche più grandi a parità di diametro di tubing poi-ché non è presente l’ingombro costituito dall’astucciometallico. Con tale sistema si possono ottenere perfora-zioni con profondità doppia e diametro maggiore del 20%.Per contro, tutto il treno esplosivo è esposto al fluido inpozzo e quindi vi è un maggior rischio di insuccesso.



tab. 1. Caratteristiche degli esplosivi secondari utilizzati per le perforazioni

Esplosivo Formula Densità Velocità Pressionechimica [kg/m3] di detonazione [m/s] di detonazione [MPa]

RDX C3H6N6O6 1.800 8.750 34.500Ciclotrimetilen-trinitrammina

HMX C4H8N8O8 1.900 9.150 39.300Ciclotetrametilen-tetranitrammina

HNS C14H6N6O12 1.740 7.400 24.100Esanitrostilbene

PYX C17H7N11O16 1.770 7.600 25.500

Bis(picrilammino)-3,5-dinitropiridina

(Economides et al., 1998)

È necessario in questo caso curare particolarmente letenute tra detonatore e miccia detonante per evitare ogniingresso di fluido.

La selezione del sistema di perforazione ottimale pre-vede la conoscenza delle operazioni che si intendonoadottare nel futuro al fine di migliorare l’efficienza diproduzione. Per i pozzi con una capacità di erogazionesufficiente e che non richiedono successive stimolazio-ni l’obiettivo principale è quello di ristabilire la conti-nuità tra il foro e la formazione non danneggiata. Di con-seguenza gli obiettivi della perforazione saranno la mas-sima profondità di penetrazione, lo sfasamento tra lecariche, la densità di spari, la percentuale di livello perfo-rato e l’impiego di condizioni di esecuzione dell’opera-zione con la pressione nel foro inferiore a quella dellaformazione (underbalance condition).

Lo sfasamento delle cariche o phase angle si ottienemettendo su piani diversi le cariche stesse al fine di evi-tare l’eccessivo indebolimento del casing nel caso di sfa-samento nullo e di avere la possibilità di raggiungere lezone della formazione maggiormente produttive. Si uti-lizzano angoli di sfasamento di 45°, 60°, 90°, 120° e 180°.

La densità di spari è un importante parametro perdefinire l’efficienza di produzione in base al numero ditraiettorie che raggiungono la formazione e per operareuna scelta corretta si deve considerare la situazione inogni singolo caso. Altro aspetto da non trascurare è lapercentuale di successo in queste complesse operazionidi perforazione che si aggira tra il 50% e il 70%.

Il limitare la lunghezza della formazione da metterein produzione induce una riduzione di efficienza per lanecessità di forzare il flusso a convergere verso la zonaperforata.

La realizzazione di perforazioni in condizioni diunderbalance è favorevole alla rimozione del potenzia-le danno indotto dai residui dello scoppio. Infatti in talesituazione dopo lo scoppio si instaura un contro-flussodalla formazione verso il foro che consente di ottenereuno spurgo delle perforazioni.

3.5.7 Filtri e dreni per il controllodel trasporto solido

Il trasporto solido indotto nella produzione di idrocar-buri dalle formazioni mineralizzate ha luogo principal-mente nel caso di formazioni non consolidate ed è causadi eventi pericolosi con conseguenze costose. La mag-gior parte di questi eventi è dovuta all’accumulo del soli-do nel pozzo che può portare come conseguenza estre-ma al suo soffocamento (killing) ovvero alla impossibi-lità di erogare. Altro fattore a elevato rischio è l’erosioneprodotta sugli elementi della stringa di completamento,della testa pozzo e delle installazioni in superficie, non-ché la necessità di rimuovere la ‘sabbia’ accumulata dai

separatori. Problemi indotti dal trasporto solido, notoanche come produzione di sabbie, non si verificano solonel pozzo ma anche nella formazione stessa alle spalledel casing dove si possono formare dei vuoti che porta-no alla instabilità e/o al collasso del casing.

I metodi per prevenire l’ingresso di sabbia nel pozzosono di quattro tipi: a) riduzione della produzione di flui-di; b) metodi meccanici; c) metodi di consolidamento insitu; d) metodi combinati.

Il primo metodo si basa sulla rimozione della causaprima del trasporto solido ovvero si riduce la velocità diflusso attorno al pozzo a valori tali che il trasporto soli-do non ha luogo. È chiaramente il metodo più economi-co, poiché non necessita di alcun investimento, ma hauna forte ripercussione sulla produzione. Caso partico-larmente interessante sono i pozzi orizzontali. In questotipo di pozzi l’adozione di una maggiore esposizionedella formazione al drenaggio offerto dal pozzo produ-ce, a parità di portata erogata, una minore velocità nellaformazione. Conseguenza di ciò è la riduzione della capa-cità di trasporto della corrente fluida e quindi la ridu-zione della produzione di sabbia. L’elevata velocità diflusso non è da considerarsi la sola causa del trascina-mento ma bensì si deve tener presente la potenziale pre-disposizione dei grani della formazione a essere tra-sportati. È chiaro quindi che in formazioni non consoli-date questo metodo di contenimento del trasporto possarisultare scarsamente efficace se non penalizzante.

I metodi meccanici sono i più comunemente utiliz-zati nel limitare la produzione di sabbia. Esistono diver-si metodi, tutti hanno in comune l’impiego di dispositi-vi da mettere in opera a fondo foro per trattenere la sab-bia e non farla entrare nel pozzo. Si tratta di dispositivimeccanici come filtri e/o camicie fessurate che assol-vono alle seguenti funzioni: filtrare la formazione, trat-tenere il particolato solido artificialmente messo nel postoed evitare la naturale perdita di granulato solido. A que-sti dispostivi si associa generalmente un dreno, che con-siste nel posizionare materiale granulare, con una gra-nulometria opportunamente selezionata, per riempire glispazi presenti alle spalle del casing e della perforazio-ne, e il filtro. La funzione del dreno è di provvedere altrattenimento del particolato solido sia per via meccani-ca sia tramite una diminuzione della velocità di flussocausata dell’aumento di permeabilità che viene indottaall’interno del foro.

I sistemi di consolidamento in situ consistono nel-l’operare su una formazione non consolidata un’azionedi costituzione di una cementazione artificiale mante-nendo la massima permeabilità possibile. Queste opera-zioni si eseguono impiegando materiali plastici o resinesintetiche.

I metodi combinati consistono nell’impiegare meto-di meccanici assieme a metodi di consolidamento. Sitratta di operare un dreno costituito da sabbia rivestita



con resine per assicurare la cementazione dei grani suc-cessivamente alla loro messa in posto.

Le operazioni di messa in posto di sistemi di con-trollo della sabbia di tipo meccanico sono alquanto arti-colate e complesse e richiedono una descrizione accu-rata dei singoli dispositivi nonché dei metodi operativi.Quindi nel seguito diamo un approfondimento delle sin-gole voci.

Per ottenere un dreno efficace ed efficiente è fonda-mentale operare la corretta selezione del materiale diriempimento. Questo è testimoniato dalla decisione, presadalla maggior parte delle compagnie petrolifere e di ser-vizio, di adottare la normativa API RP-58 del 1995, chedescrive le raccomandazioni per la scelta e costituzionedel dreno. Tra gli aspetti salienti vi è la selezione accu-rata del rapporto tra la dimensione della formazione e ladimensione del materiale costituente il dreno. La tecni-ca di Saucier raccomanda di scegliere un rapporto tra ildiametro medio dei grani del dreno e il diametro deigrani della formazione compreso tra 4 e 8 per poter assi-curare una azione filtrante senza una eccessiva ridu-zione del rapporto di permeabilità. Tale tecnica non

prende in considerazione la distribuzione granulometri-ca ma solo la dimensione media.

Le sabbie impiegate sono caratterizzate da un eleva-to tenore in quarzo e dalla coerenza della dimensione deigrani. La forma dei grani deve essere la più arrotondatapossibile per evitare la formazione di ponti e il conse-guente arresto della messa in posto. Esistono altri mate-riali che vengono impiegati al posto delle sabbie siliceee sono: le sabbie rivestite con resine, i granati, le sferedi vetro e gli ossidi di alluminio. Queste ultime alterna-tive presentano una elevata sfericità dei grani.

Esistono vari tipi di filtri. I più semplici prevedono larealizzazione di asole longitudinali con una apertura inproporzione alla dimensione del ghiaietto impiegato peril dreno. Questi sono filtri poco costosi con una piccolaarea filtrante e sono impiegati nel caso di pozzi con lun-ghi intervalli produttivi a bassa produttività. In pozzi conelevata produttività si utilizzano i filtri a spirale (fig. 8A).Si tratta di filtri realizzati avvolgendo un filo a sezionetriangolare attorno a un elemento tubolare munito di aper-ture. Questo filtro presenta una elevata superficie filtrantee lo spazio tra una spirale e l’altra corrisponde all’aper-tura del filtro che è funzione della dimensione caratteri-stica del dreno. Esistono anche dei filtri pre-impaccati(prepacked) nei quali l’intercapedine tra il filtro a spira-le e l’elemento tubolare viene riempita di materiale gra-nulare sia cementato artificialmente che non. Di filtri pre-packed esistono tre tipi: con un doppio filtro a spirale(fig. 8B); con un tubo forato esterno (fig. 8C); con un dop-pio filtro e un livello di sabbia di spessore ridotto.

Un elemento altrettanto importante nelle operazionidi drenaggio è costituito dai fluidi impiegati nella messain posto del dreno. Questi devono assolvere a tre fun-zioni: trasportare il materiale di riempimento in posto,essere in grado di separarsi dalla frazione solida così dalasciar formare il dreno e per ultimo lasciare la forma-zione senza alterare la permeabilità. Queste funzioni avolte sono tra loro in contrasto e la selezione del fluidoideale deve essere particolarmente curata. Si impieganocon successo sia le brine di completamento sia dei deri-vati con l’aggiunta di polimeri per aumentarne la visco-sità e quindi la capacità di trasporto. Tra i più comuniagenti gelificanti ci sono l’idrossietilcellulosa (HEC), ilsuccinoglycan (SCG), lo xantano (Xanthan) e l’ammo-nio quat (Surfactant gel).

Per la messa in opera del dreno esistono diversi meto-di: a) il metodo a circolazione (circulation pack); b) ilmetodo a circolazione inversa (reverse-circulation pack);c) il water pack; d) il frac-pack. Quest’ultimo ha origi-ne dalla necessità di provvedere un riempimento dellefratture prodotte artificialmente per pressurizzazione. Lamessa in posto del ghiaietto, oltre a provvedere alla fat-turazione della formazione, consente di far entrare ildreno nelle fratture riducendo la probabilità di chiusuradi queste dopo aver rimosso la sovrapressione.



fig. 8. Esempi di filtri: filtro a spirale (A), filtro prepacked con doppio filtro a spirale (B), filtro prepacked con un tubo forato esterno (C) (Economides et al., 1998).

A

B

C

3.5.8 Sistemi per il sollevamentoassistito

La necessità di operare un sollevamento artificiale costi-tuisce una valutazione importante in fase di progetto delcompletamento. Tale opportunità deve essere valutataconsiderando la vita operativa del pozzo e le sue condi-zioni di esercizio.

Esistono numerose alternative di sistemi di solleva-mento artificiale e ognuna di esse presenta un campo diapplicazione ottimale. Le principali tipologie di solle-vamento sono: a) pompe ad astine; b) pompe idrauliche;c) pompe elettriche sommerse (ESP); d) gas lift; e) pompedel tipo Progressive Cavity Pump (PCP) (fig. 9).

Il principio di base dei sistemi di sollevamento arti-ficiale è quello di fornire al fluido la quota di energianecessaria per raggiungere la superficie e quindi fluirefino agli impianti di trattamento primario. È possibiledefinire l’efficienza dei sistemi di sollevamento divi-dendo la potenza fornita al fluido per la potenza impe-gnata da fonti esterne, come motori o compressori. Il gaslift costituisce il metodo meno efficiente mentre le PCPpresentano il massimo rendimento, coprendo un campodi variazione dal 5% al 70%.

La scelta del metodo di sollevamento da adottare nonviene effettuata solamente con una valutazione di tipotecnico ma viene sempre affiancata da una valutazioneeconomica sulla convenienza a lungo termine. È per que-sto motivo che sistemi a bassa efficienza vedono ancoroggi un loro utilizzo anche su ampia scala.

Gli impianti di sollevamento artificiale con pompe astantuffo o ad astine (sucker-rod pump) sono costituiti daun cilindro, un pistone, una valvola d’aspirazione e unavalvola di scarico. I1 pistone è collegato alla superficieattraverso una batteria di aste ed è movimentato da unsistema eccentrico o da un glifo oscillante, che trasfor-mano il movimento rotatorio di un motore in moto retti-lineo alternato. Durante la fase di discesa si ha l’apertura

della valvola presente nel pistone e la chiusura di quelladel cilindro. In tal modo, si verifica il passaggio dell’o-lio dal cilindro alla tubazione di mandata, sopra il pisto-ne. Durante la fase ascensionale si verifica la chiusuradella valvola presente nel pistone e l’apertura di quelladel cilindro. In tal modo, il pistone spinge il liquido pre-sente nella tubazione di mandata in superficie e permet-te di aspirare altro olio per il riempimento del cilindro.L’azionamento della pompa avviene, generalmente, permezzo di un motore elettrico o diesel, collegato al siste-ma a manovella attraverso un riduttore di velocità. Que-sto tipo d’impianto di sollevamento è molto affidabile eresistente, permette di sollevare olio anche con elevatepercentuali di sabbia. Presenta bassi costi d’installazio-ne e di manutenzione, è caratterizzato da elevate preva-lenze, ma permette di trattare portate ridotte (circa 6 m3�h)e presenta problemi nell’utilizzo in pozzi deviati.

Le pompe centrifughe sono costituite da un rotoree da uno statore palettati; il liquido viene acceleratodalla rotazione del rotore e, successivamente, frenatodalle pale dello statore. In tal modo, si ha la trasfor-mazione dell’energia cinetica del liquido in un aumen-to di pressione, che permette la risalita degli idrocar-buri in superficie. Generalmente, per limitare l’altez-za d’aspirazione, le pompe centrifughe sono installatein pozzo e sono formate da più stadi collegati su unostesso albero di rotazione. Le pale di ogni stadio sonoconfigurate in modo tale da avere, per la portata trat-tata, il massimo rendimento. Aumentando il numerodegli stadi, aumenta la prevalenza della pompa e lapotenza richiesta al motore d’alimentazione. Conside-rato che il diametro del pozzo limita le dimensioni dellegiranti, le portate pompabili possono essere aumenta-te solo con un aumento della velocità di rotazione. L’e-nergia elettrica può essere fornita da generatori omediante collegamento alla rete pubblica, e viene distri-buita alle utenze dopo essere stata portata alla giustatensione per mezzo di un trasformatore. In superficie,



ancoraggiodel tubing

impiantodi controllo

cavoarmato

pompa

motoreelettrico

trasmissione

tubo diaspirazione

galleggiante/statore

progressivecavity pump

gas liftpompaelettrica

sommersapompaidraulica

pompaad astine

pompa

pompa adastine

valvolagas lift

packer

valvola diarresto(opzionale)

fig. 9. Sistemi di sollevamento artificiale(Economides et al., 1998).

ci sono quadri di controllo con interruttori automaticio fusibili per la protezione dai sovraccarichi, interrut-tori manuali, strumenti di misura e temporizzatori perpompaggi intermittenti. Gli impianti di sollevamentoartificiale con motori sommersi di tipo elettrico (ESP)sono caratterizzati da bassi costi d’impianto e permet-tono di pompare elevate portate (20 m3�h a 1.000 metri);per contro, sono caratterizzati da maggiori costi d’e-sercizio e manutenzione e il loro utilizzo è limitato aprofondità inferiori a 3.000 metri per l’aumento dellatemperatura d’esercizio e della potenza richiesta.

Le pompe a eiettore sfruttano l’incremento di pres-sione conseguente al rallentamento di un fluido per pas-saggio in un divergente. Una pompa centrifuga di super-ficie spinge un fluido motore in pozzo attraverso unatubazione al cui fondo è situato un eiettore. La parteiniziale dell’eiettore è costituita da un ugello, che acce-lera il fluido motore e, di conseguenza, ne diminuiscela pressione. A valle dell’ugello e trasversalmente adesso, si ha uno spezzone di tubo immerso nel fluido diformazione. La depressione creata a valle dell’ugellopermette di aspirare il fluido di formazione. Il fluidomotore e quello aspirato passano in un divergente dovesubiscono una diminuzione di energia cinetica e unaumento di pressione, che ne permette la risalita insuperficie. Del fluido arrivato in superficie, una parteviene pompata nuovamente in pozzo. Gli impianti disollevamento artificiale con pompe ad eiettore sonocaratterizzati da bassi costi d’impianto e di manuten-zione, ma maggiori costi d’esercizio, hanno ottime carat-teristiche d’impiego in pozzi deviati e profondi (6.000m) e permettono di produrre elevate portate d’olio (80m3�h).

Gli impianti di sollevamento artificiale con insuffla-zione di gas (gas lift pumping) permettono la risalita degliidrocarburi in superficie tramite la diminuzione del cari-co idrostatico esistente a fondo foro. Il gas viene com-presso in superficie per mezzo di compressori e insuf-flato in pozzo, in genere, attraverso l’intercapedine. Entraall’interno della tubazione di mandata attraverso dellevalvole distribuite lungo la condotta, consentendo cosìdi diminuire la densità del fluido e di far erogare il pozzo.L’insufflazione può essere continua o intermittente. Ilprimo sistema permette di avere portate più elevate ed èapplicato in pozzi con buone pressioni di fondo. Il secon-do sistema è utilizzato in pozzi molto depletati o conbasse pressioni, che richiedono un elevato volume delcuscino di gas per la risalita degli idrocarburi. Se si dispo-

ne di un’insufficiente quantità di gas, esso può essererecuperato al separatore, ricompresso e rimandato inpozzo. Le valvole per il passaggio del gas possono esse-re gestite tramite la tubazione d’erogazione oppure tra-mite cavo. Le prime presentano il vantaggio di averemaggiori luci di passaggio del gas permettendo alte por-tate, mentre le seconde hanno passaggi limitati, ma per-mettono di essere sostituite senza estrarre la tubazione.Possono essere concentriche o eccentriche. Le primenecessitano della rimozione di tutte le valvole superioriper intervenire su quelle inferiori, mentre le secondehanno un maggiore ingombro esterno. Gli impianti disollevamento artificiale con insufflazione di gas hannocosti d’impianto e d’esercizio molto bassi che possonoessere ulteriormente ridotti con l’utilizzo di un com-pressore centralizzato, per alimentare più pozzi con-temporaneamente; sono affidabili e di facile manuten-zione, ma permettono di produrre limitate portate (2 m3�ha 3.000 m).

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Claudio AlimontiDipartimento di Ingegneria Chimica,

dei Materiali, delle Materie Prime e MetallurgiaUniversità degli Studi di Roma ‘La Sapienza’

Roma, Italia



3.5 Completamento dei pozzi - Treccani · Inflow Performance Relationship (IPR), si determinano le...

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