مقایسه سامانه‌های بالابری مصنوعی: موازنه‌ی میان پمپ‌های شناور برقی (ESP)، پمپ‌های میله‌ای مکنده (SRP) و بالابری گازی

بالابری مصنوعی سازوکار حیاتی است که جریان صنعت جهانی نفت و گاز را حفظ می‌کند. هنگامی که یک مخزن برای اولین بار مورد بهره‌برداری قرار می‌گیرد، فشار طبیعی زمین‌شناسی اغلب برای راندن هیدروکربن‌ها به سطح کافی است. اما همانطور که این فشار به ناچار در طول زمان کاهش می‌یابد، ستون هیدرواستاتیک سیال در چاه شروع به مقاومت می‌کند و برای حفظ جریان، نیاز به تزریق انرژی از سطح پیدا می‌شود.[1]

در مجموعه چاه‌های معمولی، استقرار و نگهداری این سامانه‌های بالابری بزرگترین هزینه عملیاتی واحدی است که یک اپراتور متحمل می‌شود. چالش مهندسی به ویژه در میادین شیل غیرمتعارف حاد است، جایی که نرخ کاهش تولید در سال اول به طور معمول به ٤٠٪ تا ٨٠٪ می‌رسد.[5]

این تخلیه سریع به این معنی است که روش بالابری که در روز اول کاملاً با فیزیک چاه مطابقت دارد، احتمالاً تا ماه دوازدهم بسیار بزرگتر از حد نیاز خواهد بود. اپراتورها مجبورند یک تعهد پیچیده چند دهه‌ای هزینه و درآمد را مدیریت کنند و هزینه‌های سرمایه‌ای را در برابر نیاز به حداکثر افت فشار سیال موازنه سازند.[5]

سه معماری غالب در این حوزه عبارتند از پمپ‌های شناور برقی (ESP)، پمپ‌های میله‌ای مکنده (SRP) و سامانه‌های بالابری گازی. هر سامانه بر اساس اصول مکانیکی اساساً متفاوتی عمل می‌کند و انتخاب نادرست، مجازات‌های مالی شدیدی را به دنبال دارد که می‌تواند ارزش خالص فعلی چاه را به طور دائمی تضعیف کند.[1][5]

پمپ‌های شناور برقی (ESP) توپخانه سنگین بالابری مصنوعی را تشکیل می‌دهند. ESP یک پمپ گریز از مرکز چند مرحله‌ای است که در انتهای لوله تولید نصب می‌شود و توسط یک موتور الکتریکی درون چاهی که از طریق کابل سطحی به شدت زره‌پوش تغذیه می‌شود، به حرکت در می‌آید.[2]

مزیت اصلی آنها توان عملیاتی حجمی محض است. یک ESP با اندازه مناسب می‌تواند حجم عظیمی از سیال را جابجا کند، که این امر آنها را به انتخاب پیش‌فرض برای چاه‌های غیرمتعارف در مراحل اولیه عمر یا محیط‌هایی با برش آب بالا تبدیل می‌کند که در آنها حرکت شدید سیال برای استخراج نفت باقی‌مانده ضروری است.[2][5]

با این حال، این ظرفیت با شکنندگی و هزینه قابل توجهی همراه است. ESPها به شدت نسبت به ورود ناگهانی گاز (Gas Slugging) و جامدات ساینده مانند ماسه فرک حساس هستند، که می‌تواند پروانه‌های داخلی پمپ را به سرعت تخریب کند. در محیط‌های خشن درون چاهی میادین منابع، عمر عملیاتی یک ESP می‌تواند به شدت کوتاه شود.[2][5]

با توجه به هزینه‌های اولیه نصب بالا و نیاز به عملیات پرهزینه تعمیر (Workover) در هنگام خرابی موتور درون چاهی، اتکا به ESPها مستلزم بودجه سرمایه‌ای قوی و قیمت‌های بالای کالا برای توجیه دفعات مداخله است. هنگامی که حجم تولید به سطحی کاهش می‌یابد که دیگر استفاده از ESP از نظر اقتصادی توجیه‌پذیر نیست، اپراتورها اغلب به پمپ‌های میله‌ای مکنده روی می‌آورند.[5]

SRP—که به صورت بصری با پمپ جک سطحی نمادین شناخته می‌شود—یک سامانه جابجایی مثبت است. یک موتور سطحی یک تیر رفت و برگشتی را به حرکت در می‌آورد که یک رشته بلند از میله‌های مکنده فلزی متصل به پیستون پمپ درون چاهی را جابجا می‌کند. با حرکت پیستون به بالا و پایین، ستون‌های مجزایی از سیال را به صورت فیزیکی به سطح می‌کشد.[3]

سامانه‌های میله‌ای مکنده از نظر مکانیکی ساده‌تر هستند و کارایی هیدرولیکی بالاتری نسبت به ESPها دارند، به طوری که معمولاً ٤٥٪ تا ٦٠٪ از انرژی ورودی را به بالابری سیال تبدیل می‌کنند، در مقایسه با محدوده ٣٥٪ تا ٦٠٪ پمپ‌های گریز از مرکز. همچنین آنها ماسه و جامدات را بسیار بهتر از ESPها مدیریت می‌کنند.[5]

با این حال، معماری فیزیکی آنها حداکثر حجم آنها را به شدت محدود می‌کند. علاوه بر این، با افزایش عمق چاه، وزن خالص و کشش الاستیک رشته میله فولادی به شدت کارایی مکانیکی سامانه را کاهش می‌دهد، که این امر آنها را برای چاه‌های افقی فوق‌العاده عمیق یا با انحراف زیاد، کمتر ایده‌آل می‌سازد.[3]

بالابری گازی یک الگوی مکانیکی کاملاً متفاوت ارائه می‌دهد و قطعات متحرک درون چاهی را به طور کامل حذف می‌کند. در سامانه بالابری گازی، گاز طبیعی پرفشار به فضای حلقوی (Annulus) تزریق شده و از طریق مجموعه‌ای از شیرهای تخصصی درون چاهی وارد لوله تولید می‌شود.[4]

گاز تزریق شده با سیال مخزن مخلوط می‌شود، آن را هوادهی کرده و چگالی کلی آن را به طور قابل توجهی کاهش می‌دهد. این ستون سیال سبک‌تر برای رانده شدن به سطح، به فشار مخزن کمتری نیاز دارد. از آنجایی که این روش به جای جابجایی مکانیکی، بر دینامیک سیالات متکی است، بالابری گازی تحمل فوق‌العاده‌ای در برابر نسبت‌های بالای گاز به نفت و ماسه ساینده دارد.[4]

این سامانه بسیار انعطاف‌پذیر است؛ اپراتورها می‌توانند نرخ تزریق را در سطح تنظیم کنند تا با شرایط متغیر چاه مطابقت داشته باشد، بدون اینکه نیاز به دکل پرهزینه تعمیر برای بیرون کشیدن تجهیزات درون چاهی باشد. با این حال، بالابری گازی مستلزم دسترسی مداوم به منبع گاز پرفشار و زیرساخت قابل توجه کمپرسور سطحی است، که اگر میدانی از قبل به آن مجهز نباشد، نصب آن می‌تواند سرمایه‌بر باشد.[4][5]

محدودیت‌های بالابری گازی زمانی آشکار می‌شود که فشار مخزن به حداقل می‌رسد. از آنجایی که این سامانه برای تأمین نیروی اولیه به فشار خود مخزن متکی است، بالابری گازی برای دستیابی به افت فشار شدید در کف چاه که برای به حداکثر رساندن تولید در دارایی‌های به شدت تخلیه‌شده لازم است، با مشکل مواجه می‌شود.[4]

این پویایی اپراتورها را مجبور می‌کند تا به طور مداوم نقطه تقاطع اقتصادی میان سامانه‌ها را ارزیابی کنند. تصمیم‌گیری در مورد اینکه کدام سامانه مستقر شود—و دقیقاً چه زمانی از یکی به دیگری تغییر یابد—در نهایت یک تمرین در مدل‌سازی ترمودینامیکی و اقتصادی است. مقایسه‌های کارایی بین روش‌های بالابری تنها زمانی معتبر است که در برابر مشخصات فشار، حجم و دمای خاص یک چاه واحد ارزیابی شود.[5]

برای مدیریت این پیچیدگی، صنعت به طور فزاینده‌ای رویکرد سنتی واکنشی به بالابری مصنوعی را کنار می‌گذارد. با تحلیل داده‌های دینامومتر با فرکانس بالا برای پمپ‌های میله‌ای یا سیگنال‌های بار الکتریکی برای ESPها، سامانه‌های مدرن می‌توانند لحظه دقیقی را که منحنی کاهش تولید چاه از آستانه اقتصادی روش بالابری فعلی خود عبور می‌کند، شناسایی کنند.[3][5]

در نهایت، هیچ سامانه بالابری مصنوعی برتر جهانی وجود ندارد. انتخاب بهینه یک هدف متحرک است که با آزاد شدن هیدروکربن‌ها توسط مخزن، به طور مداوم تغییر می‌کند. تسلط بر بالابری مصنوعی مستلزم آن است که چاه نه به عنوان یک قطعه زیرساخت ایستا، بلکه به عنوان یک سامانه سیال پویا در نظر گرفته شود که برای محافظت از حاشیه سود اپراتور، نیازمند تنظیم مجدد دائمی است.[1][5]