Linii de injecție chimică în fund-de ce eșuează?Experiențe, provocări și aplicarea noilor metode de testare
Copyright 2012, Society of Petroleum Engineers
Abstract
Statoil operează mai multe câmpuri în care se aplică injecția continuă în fund de inhibitor de calcar.Obiectivul este de a proteja tubulatura superioară și supapa de siguranță de (Ba/Sr) SO4 sau CaCO;scară, în cazurile în care strângerea scalpului poate fi dificil și costisitor de efectuat în mod regulat, de exemplu, legarea câmpurilor submarine.
Injectarea continuă a inhibitorului de detartrare în jos este o soluție adecvată din punct de vedere tehnic pentru a proteja tubulatura superioară și supapa de siguranță în puțurile care au potențial de detartrare deasupra packerului de producție;mai ales în puțurile care nu trebuie strânse în mod regulat din cauza potențialului de detartrare din zona din apropierea sondei.
Proiectarea, operarea și întreținerea liniilor de injecție chimică necesită un accent suplimentar pe selecția materialelor, calificarea chimică și monitorizarea.Presiunea, temperatura, regimurile de debit și geometria sistemului pot introduce provocări pentru funcționarea în siguranță.Au fost identificate provocări în liniile de injecție lungi de câțiva kilometri de la instalația de producție până la șablonul submarin și în supapele de injecție din puțuri.
Sunt discutate experiențele de teren care arată complexitatea sistemelor de injecție continuă în fundul puțului în ceea ce privește problemele de precipitare și coroziune.Studii de laborator și aplicarea de noi metode de calificare chimică a reprezentat.Nevoile pentru acțiuni multidisciplinare sunt abordate.
Introducere
Statoil operează mai multe domenii în care a fost aplicată injecția continuă de substanțe chimice în fund.Aceasta implică în principal injectarea de inhibitor de calcar (SI) unde obiectivul este de a proteja tubulatura superioară și supapa de siguranță de fund (DHSV) de (Ba/Sr) SO4 sau CaCO;scară.În unele cazuri, spargatorul de emulsie este injectat în adâncime pentru a începe procesul de separare cât mai adânc în puț, la o temperatură relativ ridicată.
Injectarea continuă a inhibitorului de detartrare în jos este o soluție adecvată din punct de vedere tehnic pentru a proteja partea superioară a puțurilor care au potențial de detartrare deasupra packerului de producție.Injectarea continuă ar putea fi recomandată în special în puțurile care nu trebuie să fie stoarse din cauza potențialului scăzut de detartrare în puțul din apropiere;sau în cazurile în care stoarcerea la scară poate fi dificilă și costisitoare de efectuat în mod regulat, de exemplu, legarea câmpurilor submarine.
Statoil are o experiență extinsă în ceea ce privește injecția chimică continuă în sistemele superioare și șabloanele submarine, dar noua provocare este de a duce punctul de injectare mai adânc în puț.Proiectarea, operarea și întreținerea liniilor de injecție chimică necesită o concentrare suplimentară pe mai multe subiecte;precum selecția materialelor, calificarea chimică și monitorizarea.Presiunea, temperatura, regimurile de debit și geometria sistemului pot introduce provocări pentru funcționarea în siguranță.Au fost identificate provocări în liniile de injecție lungi (câțiva kilometri) de la unitatea de producție până la șablonul submarin și în supapele de injecție de jos din puțuri;Fig.1.Unele dintre sistemele de injecție au funcționat conform planului, în timp ce altele au eșuat din diverse motive.Mai multe dezvoltări noi pe teren sunt planificate pentru injecția chimică în fund (DHCI);in orice caz;în unele cazuri echipamentul nu a fost încă pe deplin calificat.
Aplicarea DHCI este o sarcină complexă.Aceasta implică finalizarea și proiectarea puțului, chimia puțului, sistemul de topside și sistemul de dozare chimică a procesului de topside.Produsul chimic va fi pompat din partea superioară prin linia de injecție chimică către echipamentul de completare și în jos în puț.Prin urmare, în planificarea și execuția acestui tip de proiect, cooperarea între mai multe discipline este crucială.Trebuie evaluate diferite considerente și o bună comunicare în timpul proiectării este importantă.Sunt implicați ingineri de proces, ingineri submarini și ingineri de finalizare, care se ocupă de subiecte de chimie puțurilor, selecția materialelor, asigurarea fluxului și managementul chimiei de producție.Provocările pot fi pistolul chimic sau stabilitatea temperaturii, coroziune și, în unele cazuri, un efect de vid din cauza presiunii locale și a efectelor de curgere în linia de injecție chimică.În plus față de acestea, condiții precum presiune înaltă, temperatură ridicată, debit mare de gaz, potențial ridicat de scalare,Ombilicalul la distanță mare și punctul de injecție adânc în puț, oferă diferite provocări și cerințe tehnice substanței chimice injectate și supapei de injecție.
O privire de ansamblu asupra sistemelor DHCI instalate în operațiunile Statoil arată că experiența nu a fost întotdeauna de succes.Provocările variază de la un domeniu la altul, iar problema nu este neapărat că supapa de injecție chimică în sine nu funcționează.
În ultimii ani, au fost întâmpinate mai multe provocări legate de liniile de injecție chimică în fundul puțului.În această lucrare sunt date câteva exemple din aceste experiențe.Lucrarea discută provocările și măsurile luate pentru rezolvarea problemelor legate de liniile DHCI.Sunt date două istorice de caz;unul pe coroziune și unul pe pistolul chimic King.Sunt discutate experiențele de teren care arată complexitatea sistemelor de injecție continuă în fundul puțului în ceea ce privește problemele de precipitare și coroziune.
De asemenea, sunt luate în considerare studiile de laborator și aplicarea de noi metode de calificare chimică;cum să pompați substanța chimică, potențialul de scalare și prevenirea, aplicarea complexă a echipamentelor și modul în care substanța chimică va afecta sistemul superior atunci când substanța chimică este produsă înapoi.Criteriile de acceptare pentru aplicarea chimică implică probleme de mediu, eficiență, capacitatea de stocare în partea superioară, debitul pompei, dacă pompa existentă poate fi utilizată etc. Recomandările tehnice trebuie să se bazeze pe compatibilitatea fluidelor și chimice, detectarea reziduurilor, compatibilitatea materialului, designul ombilical submarin, sistemul de dozare chimică și materialele din împrejurimile acestor linii.Este posibil ca substanța chimică să fie inhibată prin hidrat pentru a preveni blocarea conductei de injecție de la invazia de gaz și substanța chimică nu trebuie să înghețe în timpul transportului și depozitării.În ghidurile interne existente există o listă de verificare a substanțelor chimice care pot fi aplicate în fiecare punct al sistemului. Proprietățile fizice precum vâscozitatea sunt importante.Sistemul de injecție poate implica o distanță de 3-50 km de linia de curgere submarină ombilicală și 1-3 km în jos în puț.Prin urmare, stabilitatea temperaturii este de asemenea importantă.Evaluarea efectelor în aval, de exemplu în rafinării, poate fi, de asemenea, necesară.
Sisteme de injecție chimică în fund
Cost beneficiu
Injectarea continuă a inhibitorului de calcar în jos pentru a proteja DHS-ul sau tubulatura de producție poate fi rentabilă în comparație cu stoarcerea puțului cu inhibitor de calcar.Această aplicație reduce potențialul de deteriorare a formării în comparație cu tratamentele de comprimare a calcarului, reduce potențialul de apariție a problemelor de proces după comprimarea unei calame și oferă posibilitatea de a controla viteza de injecție chimică din sistemul de injecție din partea superioară.Sistemul de injecție poate fi folosit și pentru a injecta alte substanțe chimice în mod continuu în adâncime și poate reduce astfel alte provocări care ar putea apărea mai departe în aval de instalația de proces.
A fost efectuat un studiu cuprinzător, dezvoltând o strategie la scară de fond a câmpului Oseberg S.Preocuparea majoră la scară a fost CaCO;detartraj în tubul superior și posibilă defecțiune DHSV.Considerațiile Oseberg S sau ale strategiei de management al scalei au concluzionat că, pe o perioadă de trei ani, DHCI a fost cea mai eficientă soluție din punct de vedere al costurilor în puțurile în care funcționau liniile de injecție chimică.Principalul element de cost în ceea ce privește tehnica concurentă de stoarcere a scalei a fost uleiul amânat, mai degrabă decât costul chimic/operațional.Pentru aplicarea inhibitorului de calcar în ridicarea gazului, factorul major al costului chimic a fost rata mare de ridicare a gazului care duce la o concentrație ridicată de SI, deoarece concentrația trebuia echilibrată cu rata de ridicare a gazului pentru a evita regele pistolului chimic.Pentru cele două sonde de pe Oseberg S sau care aveau linii DHC I bine funcționale, această opțiune a fost aleasă pentru a proteja DHS V-urile împotriva CaCO;scalare.
Sistem de injecție continuă și supape
Soluțiile de finalizare existente care utilizează sisteme de injecție chimică continuă se confruntă cu provocări pentru a preveni blocarea liniilor capilare.În mod obișnuit, sistemul de injecție constă dintr-o linie capilară, cu diametrul exterior de 1/4” sau 3/8” (OD), cuplată la un colector de suprafață, alimentată și conectată la suportul tubului de pe partea inelară a tubului.Linia capilară este atașată la diametrul exterior al țevii de producție prin cleme speciale de guler pentru țevi și se desfășoară pe exteriorul țevii până la dornul de injecție chimică.Mandrinul este plasat în mod tradițional în amonte de DHS V sau mai adânc în puț, cu intenția de a oferi substanței chimice injectate un timp suficient de dispersie și de a plasa substanța chimică acolo unde se găsesc provocările.
La supapa de injecție chimică, Fig.2, un mic cartuș de aproximativ 1,5” în diametru conține supapele de reținere care împiedică pătrunderea fluidelor din puțul de foraj în linia capilară.Este pur și simplu un mic poppet călare pe un arc.Forța arcului stabilește și prezice presiunea necesară pentru a deschide poppa de pe scaunul de etanșare.Când substanța chimică începe să curgă, clapeta este ridicată de pe locul său și deschide supapa de reținere.
Este necesar să aveți două supape de reținere instalate.O supapă este bariera primară care împiedică pătrunderea fluidelor din sondă în linia capilară.Aceasta are o presiune de deschidere relativ scăzută (2-15 bar). Dacă presiunea hidrostatică din interiorul liniei capilare este mai mică decât presiunea din sondă, fluidele din sondă vor încerca să intre în linia capilară.Cealaltă supapă de reținere are o presiune de deschidere atipică de 130-250 de bari și este cunoscută sub numele de sistem de prevenire a tubului în U.Această supapă împiedică substanța chimică din interiorul liniei capilare să curgă liber în sondă în cazul în care presiunea hidrostatică din interiorul liniei capilare este mai mare decât presiunea în sondă la punctul de injecție chimică din interiorul tubului de producție.
În plus față de cele două supape de reținere, există în mod normal un filtru în linie, scopul acestuia este de a se asigura că niciun fel de resturi nu ar putea periclita capacitățile de etanșare ale sistemelor de supape de reținere.
Dimensiunile supapelor de reținere descrise sunt destul de mici, iar curățarea fluidului injectat este esențială pentru funcționalitatea lor operațională.Se crede că resturile din sistem pot fi îndepărtate prin creșterea debitului în interiorul liniei capilare, astfel încât supapele de reținere să se deschidă în mod intenționat.
Când supapa de reținere se deschide, presiunea de curgere scade rapid și se propagă în sus pe linia capilară până când presiunea crește din nou.Supapa de reținere se va închide apoi până când fluxul de substanțe chimice creează o presiune suficientă pentru a deschide supapa;rezultatul sunt oscilații de presiune în sistemul de supapă de reținere.Cu cât o presiune de deschidere mai mare are sistemul de supapă de reținere, cu atât se stabilește o zonă de curgere mai mică atunci când supapa de reținere se deschide și sistemul încearcă să atingă condiții de echilibru.
Supapele de injecție chimică au o presiune de deschidere relativ scăzută;iar în cazul în care presiunea tubulaturii la punctul de intrare chimic devine mai mică decât suma presiunii hidrostatice a substanțelor chimice din interiorul liniei capilare plus presiunea de deschidere a supapei de reținere, va apărea aproape vid sau vid în partea superioară a liniei capilare.Când injecția de substanță chimică se oprește sau fluxul de substanță chimică este scăzută, în partea superioară a liniei capilare vor începe să apară condiții aproape de vid.
Nivelul vidului depinde de presiunea puțului de foraj, greutatea specifică a amestecului chimic injectat utilizat în interiorul liniei capilare, presiunea de deschidere a supapei de reținere la punctul de injectare și debitul substanței chimice în interiorul liniei capilare.Condițiile puțului vor varia de-a lungul duratei de viață a câmpului și, prin urmare, potențialul de vid va varia de asemenea în timp.Este important să fim conștienți de această situație pentru a lua în considerare și măsurile de precauție potrivite înainte să apară provocările așteptate.
Împreună cu ratele scăzute de injecție, de obicei solvenții utilizați în aceste tipuri de aplicații se evaporă provocând efecte care nu au fost pe deplin explorate.Aceste efecte sunt regele pistolului sau precipitarea solidelor, de exemplu polimeri, atunci când solventul se evaporă.
Mai mult, celulele galvanice pot fi formate în faza de tranziție între suprafața fluidă a substanței chimice și faza gazoasă aproape de vid umplută cu vapori de mai sus.Acest lucru poate duce la coroziune locală prin pitting în interiorul liniei capilare, ca urmare a agresivității crescute a substanței chimice în aceste condiții.Fulgii sau cristalele de sare formate ca o peliculă în interiorul liniei capilare, pe măsură ce interiorul acesteia se usucă, ar putea bloca sau bloca linia capilară.
Ei bine, filozofia barierei
Atunci când proiectează soluții robuste pentru puțuri, Statoil necesită ca siguranța puțului să fie asigurată în orice moment pe durata ciclului de viață al sondei.Astfel, Statoil cere să existe două bariere de puțuri independente intacte.Fig. 3 prezintă schema barieră atipică a puţului, în care culoarea albastră reprezintă anvelopa barieră a puţului primar;în acest caz tubulatura de producţie.Culoarea roșie reprezintă învelișul barieră secundară;carcasa.În partea stângă în schiță, injecția chimică este indicată ca o linie neagră cu punctul de injecție către tubul de producție în zona marcată cu roșu (barieră secundară).Prin introducerea sistemelor de injecție chimică în puț, atât barierele primare, cât și cele secundare ale sondei sunt puse în pericol.
Istoricul cazului despre coroziune
Secvența evenimentelor
Injecția chimică în fundul puțului de inhibitor de calcar a fost aplicată într-un câmp petrolier operat de Statoil pe platoul continental norvegian.În acest caz, inhibitorul de calcar aplicat fusese inițial calificat pentru aplicarea pe partea superioară și submarină.Recompletarea sondei a fost urmată de instalarea DHCIpointat2446mMD, Fig.3.Injecția în fund a inhibitorului de calcar din partea superioară a fost începută fără testarea ulterioară a substanței chimice.
După un an de funcționare au fost observate scurgeri în sistemul de injecție chimică și au început investigațiile.Scurgerea a avut un efect negativ asupra barierelor puțului.Evenimente similare au avut loc pentru mai multe sonde, iar unele dintre ele au trebuit să fie închise în timp ce ancheta era în derulare.
Tubul de producție a fost tras și studiat în detaliu.Atacul de coroziune a fost limitat la o parte a tubului, iar unele îmbinări ale tubului au fost atât de corodate încât au existat de fapt găuri prin ele.Oțelul cromat cu o grosime de aproximativ 8,5 mm s-a dezintegrat în mai puțin de 8 luni.Coroziunea principală a avut loc în secțiunea superioară a sondei, de la capul sondei până la aproximativ 380 m DM, iar cele mai prost corodate îmbinări ale tuburilor au fost găsite la aproximativ 350 m DM.Sub această adâncime s-a observat puțin sau deloc coroziune, dar s-au găsit multe resturi pe diametrul exterior al tubului.
Carcasa de 9-5/8'' a fost de asemenea tăiată și trasă și s-au observat efecte similare;cu coroziune în secțiunea superioară a puțului doar pe o parte.Scurgerea indusă a fost cauzată de spargerea secțiunii slăbite a carcasei.
Materialul liniei de injecție chimică a fost aliaj 825.
Calificare chimică
Proprietățile chimice și testarea coroziunii sunt puncte importante în calificarea inhibitorilor de calcar, iar inhibitorul de calcar real a fost calificat și utilizat în aplicații superioare și submarine de câțiva ani.Motivul pentru aplicarea substanței chimice efective în foră a fost îmbunătățirea proprietăților de mediu prin înlocuirea substanței chimice existente în fundul puțului.Când a fost injectată în puț, temperatura substanței chimice ar putea fi de până la 90℃, dar nu au fost efectuate alte teste la această temperatură.
Testele inițiale de corozivitate au fost efectuate de furnizorul de produse chimice, iar rezultatele au arătat 2-4 mm/an pentru oțel carbon la temperatură ridicată.În această fază a existat o implicare minimă a competenței tehnice materiale a operatorului.Ulterior au fost efectuate noi teste de către operator care arăta că inhibitorul de calcar era foarte coroziv pentru materialele din tubulatura de producție și carcasa de producție, cu rate de coroziune depășind 70 mm/an.Materialul liniei de injecție chimică Alloy 825 nu a fost testat împotriva inhibitorului de calcar înainte de injectare.Temperatura sondei poate atinge 90℃ și ar fi trebuit efectuate teste adecvate în aceste condiții.
Investigația a arătat, de asemenea, că inhibitorul de calcar ca soluție concentrată a raportat un pH <3,0.Cu toate acestea, pH-ul nu a fost măsurat.Ulterior, pH-ul măsurat a arătat o valoare foarte scăzută a pH-ului 0-1.Aceasta ilustrează necesitatea măsurătorilor și a considerațiilor materialelor în plus față de valorile date ale pH-ului.
Interpretarea rezultatelor
Linia de injecție (Fig.3) este construită pentru a da o presiune hidrostatică a inhibitorului de calcar care depășește presiunea în puț în punctul de injecție.Inhibitorul este injectat la o presiune mai mare decât cea existentă în sondă.Acest lucru are ca rezultat un efect de tub în U la închiderea puțului.Supapa se va deschide întotdeauna cu o presiune mai mare în linia de injecție decât în puț.Prin urmare, poate apărea vid sau evaporare în linia de injecție.Rata de coroziune și riscul de pitting este cel mai mare în zona de tranziție gaz/lichid datorită evaporării solventului.Experimentele de laborator efectuate pe cupoane au confirmat această teorie.În puțurile în care s-au înregistrat scurgeri, toate găurile din liniile de injecție au fost situate în partea superioară a liniei de injecție chimică.
Fig. 4 prezintă o fotografie a liniei DHC I cu coroziune semnificativă prin pitting.Coroziunea observată pe tubulatura exterioară de producție a indicat o expunere locală a inhibitorului de calcar din punctul de scurgere.Scurgerea a fost cauzată de coroziunea prin pitting de către substanțe chimice foarte corozive și scurgeri prin linia de injecție chimică în carcasa de producție.Inhibitorul de calcar a fost pulverizat de pe linia capilară cu sâmburi pe carcasă și tub și au apărut scurgeri.Orice consecințe secundare ale scurgerilor în linia de injecție nu au fost luate în considerare.S-a ajuns la concluzia că coroziunea carcasei și a tuburilor a fost rezultatul inhibitorilor de calcar concentrați introduși de la linia capilară cu sâmburi pe carcasă și tub, Fig.5.
În acest caz, a existat o lipsă de implicare a inginerilor de competențe materiale.Corozivitatea substanței chimice pe linia DHCI nu a fost testată și nu au fost evaluate efectele secundare datorate scurgerii;cum ar fi dacă materialele din jur ar putea tolera expunerea chimică.
Istoria cazului regelui armelor chimice
Secvența evenimentelor
Strategia de prevenire a calcarului pentru un câmp HP HT a fost injectarea continuă de inhibitor de calcar în amonte de supapa de siguranță din fundul puțului.Un potențial sever de detartrare a carbonatului de calciu a fost identificat în puț.Una dintre provocări a fost temperatura ridicată și ratele ridicate de producție de gaz și condens, combinate cu o rată scăzută de producție de apă.Preocuparea prin injectarea inhibitorului de calcar a fost că solventul va fi îndepărtat de rata mare de producție a gazului și pistolul regele substanței chimice ar avea loc în punctul de injecție în amonte de supapa de siguranță din puț, Fig.1.
În timpul calificării inhibitorului de calcar accentul a fost pus pe eficiența produsului în condiții HP HT, inclusiv comportamentul în sistemul de proces superior (temperatură scăzută).Precipitarea inhibitorului de calcar însuși în tubulatura de producție din cauza ratei mari de gaz a fost principala preocupare.Testele de laborator au arătat că inhibitorul de calcar ar putea precipita și să adere la peretele tubului.Prin urmare, funcționarea supapei de siguranță ar putea învinge riscul.
Experiența a arătat că după câteva săptămâni de funcționare linia chimică curgea.A fost posibil să se monitorizeze presiunea din sondă la gabaritul de suprafață instalat în linia capilară.Linia a fost izolată pentru a obține integritatea puțului.
Linia de injecție chimică a fost scoasă din puț, deschisă și inspectată pentru a diagnostica problema și a găsi posibile cauze de defecțiune.După cum se poate vedea în Fig.6, s-a găsit o cantitate semnificativă de precipitat și analiza chimică a arătat că o parte din acesta a fost inhibitorul de calcar.Precipitatul a fost localizat la etanșare și poppa și supapa nu au putut fi acționate.
Defecțiunea supapei a fost cauzată de resturile din interiorul sistemului de supape, împiedicând supapele de reținere să mănânce pe scaunul metal-metal.Resturile au fost examinate și principalele particule s-au dovedit a fi așchii de metal, probabil produse în timpul procesului de instalare a liniei capilare.În plus, unele resturi albe au fost identificate pe ambele supape de reținere, în special pe partea din spate a supapelor.Aceasta este partea de joasă presiune, adică partea ar fi întotdeauna în contact cu fluidele de sondă.Inițial, s-a crezut că acestea erau resturi de la sondele de producție, deoarece supapele fuseseră blocate deschise și expuse fluidelor de sondă.Dar examinarea resturilor s-a dovedit a fi polimeri cu chimie similară cu substanța chimică utilizată ca inhibitor de calcar.Acest lucru ne-a atras interesul și Statoil a vrut să exploreze motivele din spatele acestor resturi de polimeri prezente în linia capilară.
Calificare chimică
Într-un domeniu HP HT există multe provocări în ceea ce privește selectarea substanțelor chimice adecvate pentru a atenua diferitele probleme de producție.În calificarea inhibitorului de calcar pentru injecție continuă în fundul puțului s-au efectuat următoarele teste:
● Stabilitatea produsului
● Îmbătrânirea termică
● Teste dinamice de performanță
● Compatibilitate cu apa de formare și inhibitor de hidrat (MEG)
● Test static și dinamic al regelui armelor
● Informații de redizolvare apă, substanță chimică proaspătă și MEG
Substanța chimică va fi injectată la o rată de dozare predeterminată,dar producția de apă nu va fi neapărat constantă,adică sluging de apă.Între melci de apă,când substanța chimică intră în sondă,va fi întâmpinat de un fierbinte,flux rapid de hidrocarburi gazoase.Acest lucru este similar cu injectarea unui inhibitor de calcar într-o aplicație de ridicare cu gaz (Fleming și colab. 2003). Împreună cu
temperatura ridicată a gazului,riscul de îndepărtare a solvenților este extrem de mare, iar pistolul poate provoca blocarea supapei de injecție.Acesta este un risc chiar și pentru substanțele chimice formulate cu solvenți cu punct de fierbere ridicat/presiunea scăzută a vaporilor și alți depresori ai vaporilor (VPD). În cazul unui blocaj parțial,curgerea apei de formare,MEG și/sau substanța chimică proaspătă trebuie să poată îndepărta sau redizolva substanța chimică deshidratată sau gunked out.
În acest caz, a fost proiectată o nouă platformă de testare de laborator pentru a reproduce condițiile de curgere din apropierea porturilor de injecție la un sistem de producție HP/HTg.Rezultatele testelor dinamice gun King demonstrează că în condițiile de aplicare propuse s-a înregistrat o pierdere semnificativă de solvenți.Acest lucru ar putea duce la un rege rapid al pistolului și, eventual, la blocarea liniilor de curgere.Prin urmare, lucrările au demonstrat că a existat un risc relativ semnificativ pentru injecția chimică continuă în aceste puțuri înainte de producerea apei și a condus la decizia de a ajusta procedurile normale de pornire pentru acest domeniu, întârziind injecția chimică până când a fost detectată pătrunderea apei.
Calificarea inhibitorului de calcar pentru injecția continuă în foră a avut un accent deosebit pe decaparea solventului și pe regele pistolului inhibitorului de calcar la punctul de injecție și în linia de curgere, dar potențialul de regele pistolului în supapa de injecție în sine nu a fost evaluat.Supapa de injecție probabil a eșuat din cauza pierderii semnificative de solvenți și a pistolului rapid,Fig.6.Rezultatele arată că este important să avem o viziune holistică a sistemului;nu se concentrează doar pe provocările de producție,dar și provocări legate de injectarea substanței chimice,adica supapa de injectie.
Experiență din alte domenii
Unul dintre primele rapoarte privind problemele cu liniile de injecție chimică pe distanțe lungi a fost de la câmpurile satelit Gull fak sandVig dis (Osa și colab. 2001). Liniile de injecție submarine au fost blocate de la formarea de hidrați în interiorul liniei din cauza invaziei de gaz din fluidele produse. în conductă prin supapa de injecție.Au fost elaborate noi linii directoare pentru dezvoltarea substanțelor chimice de producție submarine.Cerințele au inclus îndepărtarea particulelor (filtrarea) și adăugarea de inhibitor de hidrat (de exemplu, glicol) la toți inhibitorii de calcar pe bază de apă pentru a fi injectați la șabloanele submarine.Stabilitate chimică,De asemenea, au fost luate în considerare vâscozitatea și compatibilitatea (lichid și materiale).Aceste cerințe au fost preluate mai departe în sistemul Statoil și includ injecția chimică în fund.
În faza de dezvoltare a câmpului Oseberg S s-a decis ca toate sondele să fie completate cu sisteme DHC I (Fleming et al.2006). Obiectivul a fost prevenirea CaCO；detartraj în tubul superior prin injecție SI.Una dintre provocările majore în ceea ce privește liniile de injecție chimică a fost realizarea comunicării între suprafață și orificiul de evacuare din foră.Diametrul intern al liniei de injecție chimică sa îngustat de la 7 mm la 0,7 mm (ID) în jurul supapei de siguranță a inelului din cauza limitărilor de spațiu și a capacității lichidului de a fi transportat prin această secțiune au influențat rata de succes.Mai multe puțuri de platformă aveau linii de injecție chimică care erau astupate,dar motivul nu a fost înțeles.Trenuri de diverse fluide (glicol,brut,condens,xilen,inhibitor de calcare,apă etc.) au fost testate în laborator pentru vâscozitate și compatibilitate și pompate înainte și în flux invers pentru a deschide conductele;in orice caz,inhibitorul calcarului țintă nu a putut fi pompat până la supapa de injecție chimică.Mai departe,au fost observate complicații cu precipitarea inhibitorului de calcar fosfonat împreună cu saramură de completare reziduală de CaCl z într-un singur puț și pistolul regele inhibitorului de detartrare în interiorul unui puț cu un raport ridicat de benzină și o tăietură scăzută a apei (Fleming și colab. 2006)
Lecții învățate
Dezvoltarea metodei de testare
Principalele lecții învățate din defecțiunea sistemelor DHC I au fost în ceea ce privește eficiența tehnică a inhibitorului de calcar și nu în ceea ce privește funcționalitatea și injecția chimică.Injecția în partea superioară și injecția submarină au funcționat bine peste timp;in orice caz,aplicația a fost extinsă la injecția chimică în fond fără o actualizare corespunzătoare a metodelor de calificare chimică.Experiența Statoil din cele două cazuri de teren prezentate este că documentația de guvernare sau liniile directoare pentru calificarea chimică trebuie actualizate pentru a include acest tip de aplicație chimică.Principalele două provocări au fost identificate ca i) vid în linia de injecție chimică și ii) precipitarea potențială a substanței chimice.
Evaporarea substanței chimice poate avea loc pe tubulatura de producție (așa cum se vede în carcasa gun king) și în tubul de injecție (o interfață tranzitorie a fost identificată în cazul vidului) există riscul ca aceste precipitate să fie mutate cu fluxul și în supapa de injecție și mai departe în puț.Supapa de injecție este adesea proiectată cu un filtru în amonte de punctul de injecție,aceasta este o provocare,ca și în cazul precipitațiilor, acest filtru ar putea fi astupat cauzând defectarea supapei.
Observațiile și concluziile preliminare din lecțiile învățate au dus la un amplu studiu de laborator asupra fenomenelor.Obiectivul general a fost de a dezvolta noi metode de calificare pentru a evita probleme similare în viitor.În acest studiu au fost efectuate diverse teste și au fost concepute (dezvoltate în scopul) mai multe metode de laborator pentru a examina substanțele chimice în raport cu provocările identificate.
● Blocajele filtrelor și stabilitatea produsului în sisteme închise.
● Efectul pierderii parțiale de solvent asupra corozivității substanțelor chimice.
● Efectul pierderii parțiale de solvent în interiorul unui capilar asupra formării de solide sau dopuri vâscoase.
În timpul testării metodelor de laborator au fost identificate mai multe probleme potențiale
● Blocări repetate ale filtrului și stabilitate slabă.
● Formarea solidelor în urma evaporării parțiale dintr-un capilar
● Modificări ale pH-ului datorită pierderii de solvenți.
Natura testelor efectuate a oferit, de asemenea, informații și cunoștințe suplimentare referitoare la modificările proprietăților fizice ale substanțelor chimice din capilare atunci când sunt supuse anumitor condiții.,și cum diferă aceasta de soluțiile în vrac supuse unor condiții similare.Lucrările de testare au identificat, de asemenea, diferențe considerabile între lichidul în vrac,fazele de vapori și fluidele reziduale care pot duce fie la un potențial crescut de precipitare și/sau la o corozivitate crescută.
Procedura de testare a corozivității inhibitorilor de calcar a fost dezvoltată și inclusă în documentația de guvernare.Pentru fiecare aplicație, a trebuit să se efectueze teste extinse de corozivitate înainte de a putea fi implementată injecția de inhibitor de calcar.De asemenea, au fost efectuate teste de gun King ale substanței chimice din linia de injecție.
Înainte de a începe calificarea unei substanțe chimice, este important să se creeze un domeniu de activitate care să descrie provocările și scopul substanței chimice.În faza inițială este important să se identifice principalele provocări pentru a putea selecta tipurile de substanțe chimice care vor rezolva problema.Un rezumat al celor mai importante criterii de acceptare poate fi găsit în Tabelul 2.
Calificarea substanțelor chimice
Calificarea substanțelor chimice constă atât în teste, cât și în evaluări teoretice pentru fiecare aplicație.Specificațiile tehnice și criteriile de testare trebuie definite și stabilite,de exemplu în cadrul HSE,compatibilitatea materialului,stabilitatea produsului și calitatea produsului (particule).Mai departe,punctul de îngheț,vâscozitatea și compatibilitatea cu alte substanțe chimice,inhibitor de hidratare,trebuie determinate apa de formare si fluidul produs.O listă simplificată a metodelor de testare care pot fi utilizate pentru calificarea substanțelor chimice este dată în Tabelul 2.
Concentrarea continuă asupra și monitorizarea eficienței tehnice,ratele de dozare și faptele HSE sunt importante.Cerințele unui produs pot schimba durata de viață a unui câmp sau a unei fabrici de proces；variază în funcție de ratele de producție, precum și de compoziția fluidului.Activitate de urmărire cu evaluarea performanței,optimizarea și/sau testarea noilor substanțe chimice trebuie făcută frecvent pentru a asigura programul optim de tratament.
În funcție de calitatea uleiului,producția de apă și provocările tehnice la uzina de producție offshore,utilizarea substanțelor chimice de producție poate fi necesară pentru a obține calitatea exportului,cerințele de reglementare,și să exploateze instalația offshore într-o manieră sigură.Toate domeniile au provocări diferite, iar substanțele chimice necesare pentru producție vor varia de la un câmp la altul și de la orele suplimentare.
Este important să se concentreze pe eficiența tehnică a produselor chimice de producție într-un program de calificare,dar este foarte important să ne concentrăm și asupra proprietăților substanței chimice,precum stabilitatea,calitatea și compatibilitatea produsului.Compatibilitatea în această setare înseamnă compatibilitate cu fluidele,materiale și alte substanțe chimice de producție.Aceasta poate fi o provocare.Nu este de dorit să folosiți o substanță chimică pentru a rezolva o problemă pentru a descoperi mai târziu că substanța chimică contribuie la sau creează noi provocări.Poate că proprietățile substanței chimice și nu provocarea tehnică este cea mai mare provocare.
Cerinte speciale
Trebuie aplicate cerințe speciale privind filtrarea produselor furnizate pentru sistemul submarin și pentru injecția continuă în adâncime.Filtrele și filtrele din sistemul de injecție chimică ar trebui să fie prevăzute pe baza specificațiilor de pe echipamentul din aval de la sistemul de injecție din partea superioară.,pompe si supape de injectie,la supapele de injecție de fund.În cazul în care se aplică injecția continuă de substanțe chimice în fond, specificația din sistemul de injecție chimică ar trebui să se bazeze pe specificația cu cea mai mare criticitate.Acesta poate fi filtrul de la supapa de injecție din fond.
Provocări de injecție
Sistemul de injecție poate implica o distanță de 3-50 km de linia de curgere submarină ombilicală și 1-3 km în jos în puț.Proprietățile fizice precum vâscozitatea și capacitatea de a pompa substanțele chimice sunt importante.Dacă vâscozitatea la temperatura fundului mării este prea mare, poate fi o provocare să pompați substanța chimică prin linia de injecție chimică în ombilicalul submarin și până la punctul de injecție submarin sau în puț.Vâscozitatea trebuie să fie conformă cu specificațiile sistemului la temperatura de depozitare sau de funcționare așteptată.Acest lucru ar trebui evaluat în fiecare caz,și va fi dependent de sistem.Deoarece rata de injecție chimică de masă este un factor de succes în injecția chimică.Pentru a minimiza riscul de blocare a liniei de injecție chimică,substanțele chimice din acest sistem ar trebui să fie inhibate hidrați (dacă există potențial pentru hidrați).Trebuie efectuată compatibilitatea cu fluidele prezente în sistem (fluid de conservare) și inhibitorul de hidrat.Teste de stabilitate a substanței chimice la temperaturi reale (temperatura ambientală cea mai scăzută posibilă,temperatura ambientala,temperatura submarină,temperatura de injectare) trebuie trecute.
De asemenea, trebuie luat în considerare un program de spălare a liniilor de injecție chimică la o frecvență dată.Spălarea regulată a liniei de injecție chimică cu solvent poate avea un efect preventiv,glicol sau substanță chimică de curățare pentru a îndepărta eventualele depuneri înainte ca acestea să se acumuleze și pot provoca blocarea liniei.Soluția chimică aleasă a fluidului de spălare trebuie să fiecompatibil cu substanța chimică din linia de injecție.
În unele cazuri, linia de injecție chimică este utilizată pentru mai multe aplicații chimice bazate pe diferite provocări pe durata de viață a câmpului și condițiile fluidului.În faza inițială de producție înainte de izbucnirea apei, principalele provocări pot fi diferite de cele de la sfârșitul vieții, adesea legate de creșterea producției de apă.Trecerea de la un inhibitor neapos pe bază de solvenți, cum ar fi inhibitorul de ene de asfalt, la o substanță chimică pe bază de apă, cum ar fi inhibitorul de calcar, poate provoca probleme de compatibilitate.Prin urmare, este important să se concentreze pe compatibilitate și calificare și utilizări ale distanțierilor atunci când se plănuiește schimbarea substanței chimice în linia de injecție chimică.
Materiale
Referitor la compatibilitatea materialelor,toate substanțele chimice ar trebui să fie compatibile cu sigiliile,elastomeri,garnituri si materiale de constructie utilizate in sistemul de injectie chimica si in instalatia de productie.Ar trebui dezvoltată o procedură de testare a corozivității substanțelor chimice (de exemplu, inhibitor de depuneri de acid) pentru injecția continuă în adâncime.Pentru fiecare aplicație, trebuie efectuate teste extinse de corozivitate înainte de a putea fi implementată injecția de substanțe chimice.
Discuţie
Avantajele și dezavantajele injecției chimice continue în fundul puțului trebuie evaluate.Injectarea continuă de inhibitor de calcar pentru a proteja DHS Vor tubul de producție este o metodă elegantă de a proteja puțul de calcar.După cum s-a menționat în această lucrare, există mai multe provocări cu injecția chimică continuă în fund,totuși pentru a reduce riscul este important să înțelegem fenomenele legate de soluție.
O modalitate de a reduce riscul este concentrarea pe dezvoltarea metodei de testare.În comparație cu injecția chimică în partea superioară sau submarină, în puț există condiții diferite și mai severe.Procedura de calificare a substanțelor chimice pentru injectarea continuă a substanțelor chimice în adâncime trebuie să ia în considerare aceste schimbări de condiții.Calificarea substanțelor chimice trebuie făcută în funcție de materialul cu care substanțele chimice ar putea intra în contact.Cerințele pentru calificarea și testarea compatibilității în condiții care reproduc cât mai aproape posibil diferitele condiții ciclului de viață al sondei în care vor funcționa aceste sisteme trebuie să fie actualizate și implementate.Dezvoltarea metodei de testare trebuie dezvoltată în continuare la teste mai realiste și mai reprezentative.
în plus,interacțiunea dintre substanțele chimice și echipamente este esențială pentru succes.Dezvoltarea supapelor de injecție chimică trebuie să ia în considerare proprietățile chimice și locația supapei de injecție în puț.Ar trebui să se ia în considerare includerea supapelor de injecție reale ca parte a echipamentului de testare și efectuarea de teste de performanță a inhibitorului de calcar și a designului supapei ca parte a programului de calificare.Pentru a califica inhibitori de scară,accentul principal s-a concentrat anterior pe provocările procesului și inhibarea scalei,dar o bună inhibiție a calcarului depinde de injecția stabilă și continuă.Fără injecție stabilă și continuă, potențialul de detartrare va crește.Dacă supapa de injecție a inhibitorului de calcar este murdară și nu există nicio injecție a inhibitorului de calcar în fluxul de fluid,puțul și supapele de siguranță nu sunt protejate de calcar și, prin urmare, producția sigură ar putea fi periclitată.Procedura de calificare trebuie să aibă grijă de provocările legate de injectarea inhibitorului de detartrare pe lângă provocările procesului și eficiența inhibitorului de calcar calificat.
Noua abordare implică mai multe discipline și trebuie clarificată cooperarea între discipline și responsabilitățile respective.În această aplicație, sistemul de proces superior,sunt implicate șabloane submarine și proiectarea și finalizarea puțurilor.Rețelele multidisciplinare care se concentrează pe dezvoltarea de soluții robuste pentru sistemele de injecție chimică sunt importante și poate calea către succes.Comunicarea între diferitele discipline este critică;este importantă în special comunicarea strânsă între chimiștii care dețin controlul substanțelor chimice aplicate și inginerii de sondă care dețin controlul echipamentelor utilizate în sondă.A înțelege provocările diferitelor discipline și a învăța unul de la celălalt este esențial pentru a înțelege complexitatea întregului proces.
Concluzie
● Injectarea continuă a inhibitorului de calcar pentru a proteja DHS Vor tubulatura de producție este o metodă elegantă de a proteja puțul pentru calcar
● Pentru a rezolva provocările identificate,următoarele recomandări sunt：
● Trebuie efectuată o procedură de calificare DHCI dedicată.
● Metoda de calificare a supapelor de injectie chimica
● Metode de testare și calificare pentru funcționalitatea chimică
● Dezvoltarea metodei
● Testarea materialului relevant
● Interacțiunea multidisciplinară în care comunicarea între diferitele discipline implicate este crucială pentru succes.
Mulțumiri
Autorul dorește să mulțumească Statoil AS A pentru permisiunea de a publica această lucrare și lui Baker Hughes și Schlumberger pentru că au permis utilizarea imaginii din Fig.2.
Nomenclatură
(Ba/Sr)SO4=sulfat de bariu/stronțiu
CaCO3=carbonat de calciu
DHCI = injecție chimică în fund
DHSV = supapă de siguranță de fund
ex.=de exemplu
GOR=raport benzină
HSE = mediu de siguranță pentru sănătate
HPHT=înaltă presiune înaltă temperatură
ID=diametru interior
adică=adică
km=kilometri
mm=milimetru
MEG = mono etilen glicol
mMD=metrul de adâncime măsurată
OD = diametrul exterior
SI=inhibitor de scara
mTV D=metru adâncime verticală totală
U-tube=Tub în formă de U
VPD=depresor al presiunii de vapori
Figura 1. Privire de ansamblu asupra sistemelor de injecție chimică submarină și de foraj în câmp atipic.Schiță a injecției chimice în amonte DHSV și provocările așteptate aferente.DHS V = supapă de siguranță de fund, PWV = supapă de proces și PM V = supapă principală de proces.
Figura 2. Schiță a sistemului de injecție chimică atipic în fundul puțului cu dorn și supapă.Sistemul este conectat la colectorul de suprafață, alimentat și conectat la suportul pentru tuburi de pe partea inelară a tubului.Mandrinul de injecție chimică este în mod tradițional plasat adânc în puț cu intenția de a oferi protecție chimică.
Figura 3. Schema tipică a barierei puțului,unde culoarea albastră reprezintă anvelopa barieră primară a puțului;în acest caz tubulatura de producţie.Culoarea roșie reprezintă învelișul barieră secundară;carcasa.În partea stângă este indicată injecția chimică, linie neagră cu punctul de injecție către tubulatura de producție în zona marcată cu roșu (barieră secundară).
Figura 4. Gaură cu sâmburi găsită în secțiunea superioară a liniei de injecție de 3/8”.Zona este prezentată în schița schematică a barierei puțurilor atipice, marcată cu elipsă portocalie.
Figura 5. Atacul sever de coroziune asupra tubului cromat de 7” 3%.Figura arată atacul de coroziune după pulverizarea inhibitorului de calcar de pe linia de injecție chimică cu sâmburi pe tubulatura de producție.
Figura 6. Resturi găsite în supapa de injecție chimică.Resturile în acest caz au fost așchii de metal, probabil de la procesul de instalare, pe lângă niște resturi albicioase.Examinarea resturilor albe s-a dovedit a fi polimeri cu o chimie similară cu cea a substanței chimice injectate.
Ora postării: Apr-27-2022