Linee di iniezione chimica a fondo pozzo: perché falliscono?Esperienze, sfide e applicazione di nuovi metodi di prova
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Astratto
Statoil sta operando in diversi campi in cui viene applicata l'iniezione continua a fondo pozzo di inibitore di scala.L'obiettivo è proteggere il tubo superiore e la valvola di sicurezza da (Ba/Sr) SO4 o CaCO;scala, nei casi in cui la spremitura della scala può essere difficile e costosa da eseguire su base regolare, ad esempio collegamento di giacimenti sottomarini.
L'iniezione continua di inibitore di incrostazioni a fondo pozzo è una soluzione tecnicamente appropriata per proteggere il tubo superiore e la valvola di sicurezza nei pozzi che presentano un potenziale di incrostazioni al di sopra del packer di produzione;soprattutto nei pozzi che non necessitano di essere spremuti regolarmente a causa del potenziale di ridimensionamento nell'area vicina al pozzo.
La progettazione, il funzionamento e la manutenzione delle linee di iniezione chimica richiedono un'attenzione particolare alla selezione dei materiali, alla qualificazione chimica e al monitoraggio.La pressione, la temperatura, i regimi di flusso e la geometria del sistema possono introdurre problemi per un funzionamento sicuro.Le sfide sono state identificate nelle linee di iniezione lunghe diversi chilometri dall'impianto di produzione al modello sottomarino e nelle valvole di iniezione giù nei pozzi.
Vengono discusse esperienze sul campo che mostrano la complessità dei sistemi di iniezione continua a fondo pozzo per quanto riguarda i problemi di precipitazione e corrosione.Rappresentati gli studi di laboratorio e l'applicazione di nuovi metodi per la qualificazione chimica.Vengono affrontate le esigenze di azioni multidisciplinari.
introduzione
Statoil sta operando in diversi campi in cui è stata applicata l'iniezione continua di sostanze chimiche a fondo pozzo.Ciò comporta principalmente l'iniezione di inibitore di scala (SI) dove l'obiettivo è proteggere il tubo superiore e la valvola di sicurezza a fondo pozzo (DHSV) da (Ba/Sr) SO4 o CaCO;scala.In alcuni casi il rompiemulsione viene iniettato a fondo pozzo per avviare il processo di separazione il più in profondità possibile nel pozzo a una temperatura relativamente elevata.
L'iniezione continua di inibitore di incrostazioni a fondo pozzo è una soluzione tecnicamente appropriata per proteggere la parte superiore dei pozzi che presentano un potenziale di incrostazione al di sopra del packer di produzione.L'iniezione continua potrebbe essere raccomandata soprattutto nei pozzi che non necessitano di essere spremuti a causa del basso potenziale di scagliatura nel pozzo vicino;o nei casi in cui la spremitura di scala può essere difficile e costosa da eseguire su base regolare, ad esempio collegamento di giacimenti sottomarini.
Statoil ha esteso l'esperienza sull'iniezione chimica continua ai sistemi di superficie e ai modelli sottomarini, ma la nuova sfida è portare il punto di iniezione più in profondità nel pozzo.La progettazione, il funzionamento e la manutenzione delle linee di iniezione chimica richiedono un'attenzione particolare su diversi argomenti;come la selezione dei materiali, la qualificazione chimica e il monitoraggio.La pressione, la temperatura, i regimi di flusso e la geometria del sistema possono introdurre problemi per un funzionamento sicuro.Sono state identificate sfide nelle linee di iniezione lunghe (diversi chilometri) dall'impianto di produzione al modello sottomarino e nelle valvole di iniezione giù nei pozzi;Fig. 1.Alcuni dei sistemi di iniezione hanno funzionato secondo i piani, mentre altri si sono guastati per vari motivi.Sono previsti diversi nuovi sviluppi sul campo per l'iniezione chimica in fondo pozzo (DHCI);Tuttavia;in alcuni casi l'attrezzatura non è stata ancora pienamente qualificata.
L'applicazione del DHCI è un compito complesso.Comprende il completamento e la progettazione dei pozzi, la chimica dei pozzi, il sistema della parte superiore e il sistema di dosaggio chimico del processo della parte superiore.Il prodotto chimico verrà pompato dall'alto attraverso la linea di iniezione del prodotto chimico fino all'apparecchiatura di completamento e giù nel pozzo.Pertanto, nella pianificazione e nell'esecuzione di questo tipo di progetto, la cooperazione tra diverse discipline è cruciale.Devono essere valutate varie considerazioni ed è importante una buona comunicazione durante la progettazione.Sono coinvolti ingegneri di processo, ingegneri sottomarini e ingegneri di completamento, che si occupano di argomenti di chimica dei pozzi, selezione dei materiali, garanzia del flusso e gestione dei prodotti chimici di produzione.Le sfide possono riguardare la pistola chimica o la stabilità della temperatura, la corrosione e in alcuni casi un effetto del vuoto dovuto alla pressione locale e agli effetti del flusso nella linea di iniezione chimica.Oltre a queste, condizioni come alta pressione, alta temperatura, alta portata di gas, alto potenziale di incrostazioni，l'ombelicale a lunga distanza e il punto di iniezione profondo nel pozzo, presentano sfide e requisiti tecnici diversi per la sostanza chimica iniettata e per la valvola di iniezione.
Una panoramica dei sistemi DHCI installati nelle operazioni Statoil mostra che l'esperienza non ha sempre avuto successo Tabella 1. Tuttavia, è in corso la pianificazione per il miglioramento della progettazione dell'iniezione, della qualificazione chimica, del funzionamento e della manutenzione.Le sfide variano da campo a campo e il problema non è necessariamente che la stessa valvola di iniezione chimica non funzioni.
Negli ultimi anni sono state affrontate diverse sfide riguardanti le linee di iniezione chimica a fondo pozzo.In questo lavoro vengono forniti alcuni esempi tratti da queste esperienze.Il documento discute le sfide e le misure adottate per risolvere i problemi relativi alle linee DHCI.Vengono fornite due case history;uno sulla corrosione e uno sul re delle armi chimiche.Vengono discusse esperienze sul campo che mostrano la complessità dei sistemi di iniezione continua a fondo pozzo per quanto riguarda i problemi di precipitazione e corrosione.
Sono inoltre considerati gli studi di laboratorio e l'applicazione di nuovi metodi per la qualificazione chimica;come pompare la sostanza chimica, potenziale di ridimensionamento e prevenzione, applicazione di attrezzature complesse e come la sostanza chimica influenzerà il sistema di superficie quando la sostanza chimica verrà prodotta.I criteri di accettazione per l'applicazione di sostanze chimiche comportano problemi ambientali, efficienza, capacità di stoccaggio in alto, velocità della pompa, se la pompa esistente può essere utilizzata ecc. e materiali nei dintorni di queste linee.Potrebbe essere necessario inibire la sostanza chimica con idrati per impedire l'ostruzione della linea di iniezione dovuta all'invasione di gas e la sostanza chimica non deve congelare durante il trasporto e lo stoccaggio.Nelle linee guida interne esistenti c'è una lista di controllo di quali sostanze chimiche possono essere applicate in ogni punto del sistema Le proprietà fisiche come la viscosità sono importanti.Il sistema di iniezione può comportare una distanza di 3-50 km dalla linea di flusso sottomarino ombelicale e 1-3 km nel pozzo.Quindi, anche la stabilità della temperatura è importante.Potrebbe anche essere necessario prendere in considerazione la valutazione degli effetti a valle, ad esempio nelle raffinerie.
Sistemi di iniezione chimica a fondo pozzo
Costi-benefici
L'iniezione continua di inibitore di incrostazioni a fondo pozzo per proteggere il DHS Vor che il tubo di produzione possa essere conveniente rispetto alla spremitura del pozzo con inibitore di incrostazioni.Questa applicazione riduce il potenziale di danni alla formazione rispetto ai trattamenti di spremitura delle scaglie, riduce i potenziali problemi di processo dopo lo schiacciamento delle scaglie e offre la possibilità di controllare la velocità di iniezione chimica dal sistema di iniezione superiore.Il sistema di iniezione può anche essere utilizzato per iniettare altre sostanze chimiche in modo continuo a valle e può quindi ridurre altri problemi che potrebbero verificarsi più a valle dell'impianto di processo.
È stato condotto uno studio completo sviluppando una strategia su scala di fondo pozzo del campo Oseberg S o.La principale preoccupazione di scala era CaCO;ridimensionamento nel tubo superiore e possibile fallimento del DHSV.L'Oseberg S o considerazioni sulla strategia di gestione della scala hanno concluso che per un periodo di tre anni, DHCI era la soluzione più efficiente in termini di costi nei pozzi in cui funzionavano le linee di iniezione chimica.Il principale elemento di costo per quanto riguarda la tecnica concorrente di scale squeeze era il petrolio differito piuttosto che il costo chimico/operativo.Per l'applicazione dell'inibitore di scala nel gas lift, il fattore principale sul costo chimico era l'elevato tasso di gas lift che portava a un'elevata concentrazione di SI, poiché la concentrazione doveva essere bilanciata con il tasso di gas lift per evitare il re delle armi chimiche.Per i due pozzi su Oseberg S o che avevano linee DHC I ben funzionanti, questa opzione è stata scelta per proteggere i DHS V da CaCO;ridimensionamento.
Sistema di iniezione continua e valvole
Le soluzioni di completamento esistenti che utilizzano sistemi di iniezione chimica continua affrontano sfide per evitare l'ostruzione delle linee capillari.Tipicamente il sistema di iniezione è costituito da una linea capillare, con diametro esterno (DE) di 1/4" o 3/8", collegata a un collettore di superficie, alimentata attraverso e collegata al supporto del tubo sul lato anulare del tubo.La linea capillare è fissata al diametro esterno del tubo di produzione mediante speciali collari per tubi e corre lungo l'esterno del tubo fino al mandrino di iniezione chimica.Il mandrino è tradizionalmente posizionato a monte del DHS V o più in profondità nel pozzo con l'intenzione di dare alla sostanza chimica iniettata un tempo di dispersione sufficiente e di posizionare la sostanza chimica dove si trovano le sfide.
In corrispondenza della valvola di iniezione chimica, Fig.2, una piccola cartuccia di circa 1,5 pollici di diametro contiene le valvole di ritegno che impediscono ai fluidi del pozzo di entrare nella linea capillare.È semplicemente un piccolo fungo che cavalca una molla.La forza della molla imposta e prevede la pressione necessaria per aprire l'otturatore dalla sede di tenuta.Quando la sostanza chimica inizia a fluire, l'otturatore viene sollevato dalla sua sede e apre la valvola di ritegno.
È necessario installare due valvole di ritegno.Una valvola è la barriera primaria che impedisce ai fluidi del pozzo di entrare nella linea capillare.Questo ha una pressione di apertura relativamente bassa (2-15 bar). Se la pressione idrostatica all'interno della linea capillare è inferiore alla pressione del pozzo, i fluidi del pozzo cercheranno di entrare nella linea capillare.L'altra valvola di ritegno ha una pressione di apertura atipica di 130-250 bar ed è nota come sistema di prevenzione del tubo a U.Questa valvola impedisce alla sostanza chimica all'interno della linea capillare di fluire liberamente nel pozzo se la pressione idrostatica all'interno della linea capillare è maggiore della pressione del pozzo nel punto di iniezione della sostanza chimica all'interno del tubo di produzione.
Oltre alle due valvole di ritegno, normalmente è presente un filtro in linea, il cui scopo è quello di garantire che nessun detrito di qualsiasi tipo possa compromettere le capacità di tenuta dei sistemi di valvole di ritegno.
Le dimensioni delle valvole di ritegno descritte sono piuttosto ridotte e la pulizia del fluido iniettato è essenziale per la loro funzionalità operativa.Si ritiene che i detriti nel sistema possano essere lavati via aumentando la portata all'interno della linea capillare, in modo che le valvole di ritegno si aprano intenzionalmente.
Quando la valvola di ritegno si apre, la pressione del flusso diminuisce rapidamente e si propaga lungo la linea capillare finché la pressione non aumenta nuovamente.La valvola di ritegno si chiuderà quindi fino a quando il flusso di sostanze chimiche non raggiunge una pressione sufficiente per aprire la valvola;il risultato sono oscillazioni di pressione nel sistema di valvole di ritegno.Maggiore è la pressione di apertura del sistema della valvola di ritegno, minore è l'area di flusso stabilita quando la valvola di ritegno si apre e il sistema cerca di raggiungere le condizioni di equilibrio.
Le valvole di iniezione chimica hanno una pressione di apertura relativamente bassa;e se la pressione del tubo nel punto di ingresso del prodotto chimico diventa inferiore alla somma della pressione idrostatica dei prodotti chimici all'interno della linea capillare più la pressione di apertura della valvola di ritegno, nella parte superiore della linea capillare si verificherà quasi il vuoto o il vuoto.Quando l'iniezione di sostanza chimica si interrompe o il flusso di sostanza chimica è basso, nella sezione superiore della linea capillare inizieranno a verificarsi condizioni di quasi vuoto.
Il livello di vuoto dipende dalla pressione del pozzo, dal peso specifico della miscela chimica iniettata utilizzata all'interno della linea capillare, dalla pressione di apertura della valvola di ritegno nel punto di iniezione e dalla portata della sostanza chimica all'interno della linea capillare.Le condizioni del pozzo varieranno nel corso della vita del campo e quindi anche il potenziale di vuoto varierà nel tempo.È importante essere consapevoli di questa situazione per prendere la giusta considerazione e precauzione prima che si verifichino le sfide previste.
Insieme alle basse velocità di iniezione, in genere i solventi utilizzati in questi tipi di applicazioni stanno evaporando causando effetti che non sono stati completamente esplorati.Questi effetti sono gun king o precipitazione di solidi, ad esempio polimeri, quando il solvente sta evaporando.
Inoltre, le celle galvaniche possono essere formate nella fase di transizione tra la superficie fluida della sostanza chimica e la fase gassosa quasi sottovuoto riempita di vapore sopra.Ciò può portare alla corrosione per vaiolatura locale all'interno della linea capillare a causa dell'aumentata aggressività della sostanza chimica in queste condizioni.Scaglie o cristalli di sale formati come una pellicola all'interno della linea capillare quando il suo interno si asciuga potrebbero incepparsi o ostruire la linea capillare.
Bene filosofia della barriera
Durante la progettazione di robuste soluzioni per pozzi, Statoil richiede che la sicurezza del pozzo sia sempre presente durante il ciclo di vita del pozzo.Pertanto, Statoil richiede che vi siano due barriere di pozzo indipendenti intatte.La Fig. 3 mostra lo schema della barriera del pozzo atipico, dove il colore blu rappresenta l'involucro della barriera del pozzo primario;in questo caso il tubo di produzione.Il colore rosso rappresenta l'involucro della barriera secondaria;l'involucro.Sul lato sinistro dello schizzo l'iniezione chimica è indicata come una linea nera con punto di iniezione al tubo di produzione nell'area contrassegnata in rosso (barriera secondaria).Introducendo sistemi di iniezione chimica nel pozzo, vengono compromesse sia le barriere primarie che quelle secondarie del pozzo.
Case history sulla corrosione
Sequenza degli eventi
L'iniezione chimica a fondo pozzo di inibitore di incrostazioni è stata applicata in un giacimento petrolifero gestito da Statoil sulla piattaforma continentale norvegese.In questo caso l'inibitore di incrostazioni applicato era stato originariamente qualificato per l'applicazione in superficie e sottomarina.Il completamento del pozzo è stato seguito dall'installazione di DHCIpointat2446mMD, Fig.3.L'iniezione nel fondo pozzo dell'inibitore della scala superiore è stata avviata senza ulteriori test della sostanza chimica.
Dopo un anno di funzionamento sono state osservate perdite nel sistema di iniezione chimica e sono state avviate le indagini.La perdita ha avuto un effetto dannoso sulle barriere del pozzo.Eventi simili si sono verificati per diversi pozzi e alcuni di essi hanno dovuto essere chiusi mentre le indagini erano in corso.
La tubazione di produzione è stata tirata e studiata nei minimi dettagli.L'attacco di corrosione è stato limitato a un lato del tubo e alcuni giunti dei tubi erano così corrosi che c'erano effettivamente dei buchi attraverso di essi.L'acciaio al cromo al 3% di circa 8,5 mm di spessore si era disintegrato in meno di 8 mesi.La corrosione principale si è verificata nella sezione superiore del pozzo, dalla testa pozzo fino a circa 380 m MD, e le giunzioni dei tubi maggiormente corrose sono state trovate a circa 350 m MD.Al di sotto di questa profondità è stata osservata poca o nessuna corrosione, ma sono stati trovati molti detriti sui OD dei tubi.
Anche la carcassa da 9-5/8'' è stata tagliata e tirata e sono stati osservati effetti simili;con corrosione nella parte superiore del pozzo da un solo lato.La perdita indotta è stata causata dallo scoppio della sezione indebolita dell'involucro.
Il materiale della linea di iniezione chimica era Alloy 825.
Qualificazione chimica
Le proprietà chimiche e le prove di corrosione sono obiettivi importanti nella qualificazione degli inibitori delle incrostazioni e l'inibitore delle incrostazioni effettive è stato qualificato e utilizzato nelle applicazioni di superficie e sottomarine per diversi anni.Il motivo per applicare l'attuale fondo pozzo chimico era il miglioramento delle proprietà ambientali sostituendo il prodotto chimico esistente del fondo pozzo.Quando iniettato nel pozzo, la temperatura della sostanza chimica poteva raggiungere i 90°C, ma a questa temperatura non erano stati eseguiti ulteriori test.
I primi test di corrosività erano stati effettuati dal fornitore chimico ei risultati mostravano 2-4 mm/anno per l'acciaio al carbonio ad alta temperatura.Durante questa fase c'era stato un coinvolgimento minimo della competenza tecnica materiale dell'operatore.Successivamente sono stati eseguiti nuovi test dall'operatore che hanno dimostrato che l'inibitore di calcare era altamente corrosivo per i materiali nei tubi di produzione e nell'involucro di produzione, con tassi di corrosione superiori a 70 mm/anno.Il materiale della linea di iniezione chimica Alloy 825 non era stato testato rispetto all'inibitore di incrostazioni prima dell'iniezione.La temperatura del pozzo può raggiungere i 90 ℃ e in queste condizioni avrebbero dovuto essere eseguiti test adeguati.
L'indagine ha anche rivelato che l'inibitore della scala come soluzione concentrata aveva riportato un pH <3,0.Tuttavia, il pH non era stato misurato.Successivamente il pH misurato ha mostrato un valore molto basso di pH 0-1.Ciò illustra la necessità di misurazioni e considerazioni sui materiali oltre a determinati valori di pH.
Interpretazione dei risultati
La linea di iniezione (Fig.3) è costruita per fornire una pressione idrostatica dell'inibitore di calcare che supera la pressione nel pozzo nel punto di iniezione.L'inibitore viene iniettato a una pressione superiore a quella esistente nel pozzo.Ciò si traduce in un effetto tubo a U alla chiusura del pozzo.La valvola si aprirà sempre con una pressione maggiore nella linea di iniezione che nel pozzo.Si può quindi verificare il vuoto o l'evaporazione nella linea di iniezione.La velocità di corrosione e il rischio di vaiolatura sono maggiori nella zona di transizione gas/liquido a causa dell'evaporazione del solvente.Gli esperimenti di laboratorio eseguiti sui tagliandi hanno confermato questa teoria.Nei pozzi in cui si sono verificate perdite, tutti i fori delle linee di iniezione erano situati nella parte superiore della linea di iniezione chimica.
La Fig. 4 mostra la fotografia della linea DHC I con significativa corrosione per vaiolatura.La corrosione osservata sul tubo di produzione esterno indicava un'esposizione locale dell'inibitore di incrostazioni dal punto di perdita per vaiolatura.La perdita è stata causata dalla corrosione per vaiolatura causata da sostanze chimiche altamente corrosive e dalla perdita attraverso la linea di iniezione chimica nell'involucro di produzione.L'inibitore delle incrostazioni è stato spruzzato dalla linea capillare snocciolata sull'involucro e sui tubi e si sono verificate delle perdite.Eventuali conseguenze secondarie di perdite nella linea di iniezione non erano state considerate.Si è concluso che la corrosione dell'involucro e dei tubi era il risultato di inibitori di incrostazioni concentrati applicati dalla linea capillare snocciolata all'involucro e ai tubi, Fig.5.
In questo caso c'era stato un mancato coinvolgimento degli ingegneri della competenza sui materiali.La corrosività della sostanza chimica sulla linea DHCI non era stata testata e gli effetti secondari dovuti alla perdita non erano stati valutati;ad esempio se i materiali circostanti potrebbero tollerare l'esposizione chimica.
Case history del re delle armi chimiche
Sequenza degli eventi
La strategia di prevenzione delle incrostazioni per un campo HP HT consisteva nell'iniezione continua di inibitore delle incrostazioni a monte della valvola di sicurezza a fondo pozzo.Nel pozzo è stato identificato un grave potenziale di incrostazioni da carbonato di calcio.Una delle sfide era rappresentata dall'alta temperatura e dagli alti tassi di produzione di gas e condensa combinati con un basso tasso di produzione di acqua.Il problema dell'iniezione dell'inibitore di incrostazioni era che il solvente sarebbe stato strappato via dall'elevata velocità di produzione del gas e che il gun king della sostanza chimica si sarebbe verificato nel punto di iniezione a monte della valvola di sicurezza nel pozzo, Fig.1.
Durante la qualificazione dell'inibitore di incrostazioni, l'attenzione si è concentrata sull'efficienza del prodotto in condizioni HP HT, incluso il comportamento nel sistema di processo in superficie (bassa temperatura).La precipitazione dell'inibitore di incrostazioni stesso nel tubo di produzione a causa dell'elevato tasso di gas era la preoccupazione principale.I test di laboratorio hanno dimostrato che l'inibitore delle incrostazioni potrebbe precipitare e aderire alla parete del tubo.Il funzionamento della valvola di sicurezza potrebbe quindi evitare il rischio.
L'esperienza ha dimostrato che dopo alcune settimane di funzionamento la linea chimica perdeva.È stato possibile monitorare la pressione del pozzo al misuratore di superficie installato nella linea capillare.La linea è stata isolata per ottenere l'integrità del pozzo.
La linea di iniezione chimica è stata estratta dal pozzo, aperta e ispezionata per diagnosticare il problema e trovare possibili cause di guasto.Come si può vedere in Fig.6, è stata trovata una quantità significativa di precipitato e l'analisi chimica ha mostrato che parte di questo era l'inibitore delle incrostazioni.Il precipitato si trovava in corrispondenza della tenuta e l'otturatore e la valvola non potevano essere azionati.
Il guasto della valvola è stato causato da detriti all'interno del sistema della valvola che hanno impedito alle valvole di ritegno di intaccare la sede metallo-metallo.I detriti sono stati esaminati e le particelle principali sono risultate essere trucioli metallici, probabilmente prodotti durante il processo di installazione della linea capillare.Inoltre, sono stati identificati alcuni detriti bianchi su entrambe le valvole di ritegno, in particolare sul retro delle valvole.Questo è il lato a bassa pressione, cioè il lato che sarebbe sempre in contatto con i fluidi del pozzo.Inizialmente, si riteneva che si trattasse di detriti provenienti dal pozzo di produzione poiché le valvole erano state aperte ed esposte ai fluidi del pozzo.Ma l'esame dei detriti ha dimostrato di essere polimeri con una chimica simile a quella usata come inibitore delle incrostazioni.Ciò ha catturato il nostro interesse e Statoil ha voluto esplorare le ragioni alla base di questi detriti polimerici presenti nella linea capillare.
Qualificazione chimica
In un campo HP HT ci sono molte sfide rispetto alla selezione di sostanze chimiche adatte a mitigare i vari problemi di produzione.Nella qualificazione dell'inibitore di scala per fondo pozzo ad iniezione continua, sono state eseguite le seguenti prove:
● Stabilità del prodotto
● Invecchiamento termico
● Test delle prestazioni dinamiche
● Compatibilità con l'acqua di formazione e l'inibitore dell'idrato (MEG)
● Test del cannone statico e dinamico
● Informazioni sulla ridissoluzione acqua, prodotti chimici freschi e MEG
La sostanza chimica verrà iniettata a una velocità di dosaggio predeterminata，ma la produzione di acqua non sarà necessariamente costante，cioè colpi d'acqua.Tra le lumache d'acqua，quando la sostanza chimica entra nel pozzo，sarà accolto da un caldo，flusso rapido di idrocarburi gassosi.Questo è simile all'iniezione di un inibitore di scala in un'applicazione di sollevamento a gas (Fleming etal.2003). Insieme a
l'elevata temperatura del gas，il rischio di strippaggio del solvente è estremamente elevato e il re della pistola può causare il blocco della valvola di iniezione.Questo è un rischio anche per le sostanze chimiche formulate con solventi ad alto punto di ebollizione/bassa tensione di vapore e altri abbassatori di tensione di vapore (VPD). In caso di blocco parziale，flusso di acqua di formazione，Il MEG e/o la sostanza chimica fresca devono essere in grado di rimuovere o dissolvere nuovamente la sostanza chimica disidratata o espulsa.
In questo caso è stato progettato un nuovo banco di prova da laboratorio per replicare le condizioni di flusso vicino alle porte di iniezione in un HP/HTg come sistema di produzione.I risultati dei test dinamici Gun King dimostrano che nelle condizioni di applicazione proposte è stata registrata una significativa perdita di solvente.Ciò potrebbe portare a un rapido re del cannone e all'eventuale blocco delle linee di flusso.Il lavoro ha quindi dimostrato che esisteva un rischio relativamente significativo per l'iniezione continua di sostanze chimiche in questi pozzi prima della produzione di acqua e ha portato alla decisione di adeguare le normali procedure di avvio per questo campo, ritardando l'iniezione di sostanze chimiche fino a quando non è stata rilevata la penetrazione dell'acqua.
La qualificazione dell'inibitore di incrostazioni per l'iniezione continua a fondo pozzo si è concentrata in particolare sullo stripping del solvente e sul re dell'inibitore di incrostazioni nel punto di iniezione e nella linea di flusso, ma non è stato valutato il potenziale di inibitore di incrostazioni nella valvola di iniezione stessa.La valvola di iniezione probabilmente si è guastata a causa della significativa perdita di solvente e del rapido re della pistola,Fig.6.I risultati mostrano che è importante avere una visione olistica del sistema;concentrarsi non solo sulle sfide di produzione,ma anche sfide legate all'iniezione della sostanza chimica,cioè valvola di iniezione.
Esperienza da altri campi
Uno dei primi rapporti sui problemi con le linee di iniezione chimica a lunga distanza proveniva dai campi satellitari Gull fak sandVig dis (Osa etal.2001). Le linee di iniezione sottomarine erano bloccate dalla formazione di idrati all'interno della linea a causa dell'invasione di gas dai fluidi prodotti nella linea attraverso la valvola di iniezione.Sono state sviluppate nuove linee guida per lo sviluppo di prodotti chimici per la produzione sottomarina.I requisiti includevano la rimozione delle particelle (filtrazione) e l'aggiunta di un inibitore dell'idrato (ad es. glicole) a tutti gli inibitori delle incrostazioni a base acquosa da iniettare nei modelli sottomarini.Stabilità chimica,sono state considerate anche la viscosità e la compatibilità (liquidi e materiali).Questi requisiti sono stati portati ulteriormente nel sistema Statoil e includono l'iniezione di sostanze chimiche a fondo pozzo.
Durante la fase di sviluppo del campo Oseberg S è stato deciso che tutti i pozzi dovessero essere completati con i sistemi DHC I (Fleming etal.2006). L'obiettivo era prevenire il CaCO；ridimensionamento nel tubo superiore mediante iniezione SI.Una delle maggiori sfide rispetto alle linee di iniezione chimica è stata quella di ottenere la comunicazione tra la superficie e l'uscita del fondo pozzo.Il diametro interno della linea di iniezione chimica si è ridotto da 7 mm a 0,7 mm (ID) attorno alla valvola di sicurezza dell'anello a causa dei limiti di spazio e la capacità del liquido di essere trasportato attraverso questa sezione ha influenzato il tasso di successo.Diversi pozzi della piattaforma avevano linee di iniezione chimica che erano state tappate,ma non si capiva il motivo.Treni di vari fluidi (glicole,greggio,condensa,xilene,inibitore di scala,acqua ecc.) sono stati testati in laboratorio per viscosità e compatibilità e pompati in avanti e in controcorrente per aprire le linee;Tuttavia,non è stato possibile pompare l'inibitore della scala target fino alla valvola di iniezione chimica.Ulteriore,sono state osservate complicazioni con la precipitazione dell'inibitore delle incrostazioni fosfonato insieme alla salamoia di completamento CaCl z residua in un pozzo e pistola re dell'inibitore delle incrostazioni all'interno di un pozzo con alto rapporto di gasolio e basso taglio dell'acqua (Fleming etal.2006)
Lezioni imparate
Sviluppo del metodo di prova
Le principali lezioni apprese dal fallimento dei sistemi DHC I sono state relative all'efficienza tecnica dell'inibitore di calcare e non rispetto alla funzionalità e all'iniezione chimica.L'iniezione di superficie e l'iniezione sottomarina hanno funzionato bene nel tempo;Tuttavia,l'applicazione è stata estesa all'iniezione chimica a fondo pozzo senza un corrispondente aggiornamento dei metodi di qualificazione chimica.L'esperienza di Statoil dai due casi sul campo presentati è che la documentazione o le linee guida in vigore per la qualificazione chimica devono essere aggiornate per includere questo tipo di applicazione chimica.Le due sfide principali sono state identificate come i) vuoto nella linea di iniezione chimica e ii) potenziale precipitazione della sostanza chimica.
L'evaporazione della sostanza chimica può verificarsi sulla tubazione di produzione (come si vede nel caso del gun king) e nel tubo di iniezione (è stata identificata un'interfaccia transitoria nella custodia del vuoto) c'è il rischio che questi precipitati possano essere spostati con il flusso e nella valvola di iniezione e più avanti nel pozzo.La valvola di iniezione è spesso progettata con un filtro a monte del punto di iniezione,questa è una sfida,come nel caso di precipitazioni, questo filtro potrebbe essere intasato causando il guasto della valvola.
Le osservazioni e le conclusioni preliminari delle lezioni apprese hanno portato ad un ampio studio di laboratorio sui fenomeni.L'obiettivo generale era quello di sviluppare nuovi metodi di qualificazione per evitare problemi simili in futuro.In questo studio sono stati effettuati vari test e sono stati progettati (sviluppati per) diversi metodi di laboratorio per esaminare le sostanze chimiche rispetto alle sfide identificate.
● Intasamenti del filtro e stabilità del prodotto in sistemi chiusi.
● L'effetto della parziale perdita di solvente sulla corrosività delle sostanze chimiche.
● L'effetto della parziale perdita di solvente all'interno di un capillare sulla formazione di solidi o tappi viscosi.
Durante i test dei metodi di laboratorio sono stati identificati diversi potenziali problemi
● Intasamenti ripetuti del filtro e scarsa stabilità.
● Formazione di solidi a seguito di evaporazione parziale da un capillare
● Variazioni di pH dovute alla perdita di solvente.
La natura dei test condotti ha inoltre fornito ulteriori informazioni e conoscenze relative ai cambiamenti nelle proprietà fisiche delle sostanze chimiche all'interno dei capillari quando sottoposti a determinate condizioni,e in che modo questo differisce dalle soluzioni sfuse soggette a condizioni simili.Il lavoro di test ha anche identificato notevoli differenze tra il fluido sfuso，fasi vapore e fluidi residui che possono portare a un aumento del potenziale di precipitazione e/o a una maggiore corrosività.
La procedura di prova per la corrosività degli inibitori delle incrostazioni è stata sviluppata e inclusa nella documentazione di riferimento.Per ciascuna applicazione è stato necessario eseguire test di corrosività estesi prima di poter implementare l'iniezione dell'inibitore di incrostazioni.Sono stati eseguiti anche test gun king della sostanza chimica nella linea di iniezione.
Prima di iniziare la qualificazione di una sostanza chimica è importante creare uno scopo del lavoro che descriva le sfide e lo scopo della sostanza chimica.Nella fase iniziale è importante identificare le principali sfide per poter selezionare i tipi di sostanze chimiche che risolveranno il problema.Un riepilogo dei criteri di accettazione più importanti è riportato nella Tabella 2.
Qualificazione dei prodotti chimici
La qualificazione delle sostanze chimiche consiste sia in test che in valutazioni teoriche per ciascuna applicazione.Le specifiche tecniche ei criteri di prova devono essere definiti e stabiliti，ad esempio all'interno di HSE,compatibilità materiale,stabilità del prodotto e qualità del prodotto (particelle).Ulteriore,il punto di congelamento,viscosità e compatibilità con altri prodotti chimici,inibitore dell'idrato,l'acqua di formazione e il fluido prodotto devono essere determinati.Un elenco semplificato dei metodi di prova che possono essere utilizzati per la qualificazione delle sostanze chimiche è riportato nella Tabella 2.
Costante attenzione e monitoraggio dell'efficienza tecnica,i dosaggi ei dati HSE sono importanti.I requisiti di un prodotto possono modificare la durata di un campo o di un impianto di processo；variano con i tassi di produzione e la composizione del fluido.Attività di follow-up con valutazione della performance,l'ottimizzazione e/o il test di nuove sostanze chimiche devono essere eseguiti frequentemente per garantire il programma di trattamento ottimale.
A seconda della qualità dell'olio,produzione di acqua e sfide tecniche nell'impianto di produzione offshore,l'uso di prodotti chimici di produzione potrebbe essere necessario per ottenere la qualità dell'esportazione,requisiti normativi,e per far funzionare l'impianto offshore in modo sicuro.Tutti i campi hanno sfide diverse e le sostanze chimiche di produzione necessarie varieranno da campo a campo e nel tempo.
È importante concentrarsi sull'efficienza tecnica dei prodotti chimici di produzione in un programma di qualificazione,ma è anche molto importante concentrarsi sulle proprietà della sostanza chimica,come la stabilità,qualità e compatibilità del prodotto.Compatibilità in questa impostazione significa compatibilità con i fluidi,materiali e altri prodotti chimici di produzione.Questa può essere una sfida.Non è auspicabile utilizzare una sostanza chimica per risolvere un problema per poi scoprire che la sostanza chimica contribuisce o crea nuove sfide.Forse sono le proprietà della sostanza chimica e non la sfida tecnica la sfida più grande.
Requisiti speciali
Requisiti speciali sulla filtrazione dei prodotti forniti dovrebbero essere applicati per il sistema sottomarino e per l'iniezione continua a fondo pozzo.Filtri e filtri nel sistema di iniezione chimica devono essere forniti in base alle specifiche dell'apparecchiatura a valle del sistema di iniezione superiore,pompe e valvole di iniezione,alle valvole di iniezione a fondo pozzo.Laddove si applica l'iniezione continua di sostanze chimiche a fondo pozzo, la specifica nel sistema di iniezione chimica dovrebbe essere basata sulla specifica con la massima criticità.Questo forse è il filtro al fondo della valvola di iniezione.
Sfide di iniezione
Il sistema di iniezione può comportare una distanza di 3-50 km dalla linea di flusso sottomarino ombelicale e 1-3 km nel pozzo.Le proprietà fisiche come la viscosità e la capacità di pompare le sostanze chimiche sono importanti.Se la viscosità alla temperatura del fondo marino è troppo elevata, può essere difficile pompare la sostanza chimica attraverso la linea di iniezione chimica nell'ombelicale sottomarino e fino al punto di iniezione sottomarino o nel pozzo.La viscosità deve essere conforme alle specifiche del sistema alla temperatura di stoccaggio o operativa prevista.Questo dovrebbe essere valutato caso per caso,e dipenderà dal sistema.Poiché la velocità di iniezione chimica da tavolo è un fattore di successo nell'iniezione chimica.Per ridurre al minimo il rischio di intasamento della linea di iniezione chimica，le sostanze chimiche in questo sistema dovrebbero essere inibite dagli idrati (se potenziali per idrati).Deve essere verificata la compatibilità con i fluidi presenti nell'impianto (fluido di conservazione) e l'inibitore idrato.Prove di stabilità della sostanza chimica a temperature effettive (temperatura ambiente più bassa possibile,temperatura ambiente,temperatura sottomarina,temperatura di iniezione) devono essere superate.
Va inoltre considerato un programma di lavaggio delle linee di iniezione dei prodotti chimici con una data frequenza.Può avere un effetto preventivo lavare regolarmente la linea di iniezione chimica con solvente，glicole o detergente chimico per rimuovere eventuali depositi prima che si accumulino e possano causare l'ostruzione della linea.La soluzione chimica scelta del fluido di lavaggio deve esserecompatibile con la sostanza chimica nella linea di iniezione.
In alcuni casi la linea di iniezione chimica viene utilizzata per diverse applicazioni chimiche in base a diverse sfide nel corso della vita del campo e delle condizioni del fluido.Nella fase di produzione iniziale, prima della penetrazione dell'acqua, le sfide principali possono essere diverse da quelle della fine del ciclo di vita, spesso legate all'aumento della produzione di acqua.Passare da un inibitore a base di solvente non acquoso come un inibitore di asfaltoene a una sostanza chimica a base acquosa come un inibitore di incrostazioni può presentare problemi di compatibilità.È quindi importante concentrarsi sulla compatibilità, la qualificazione e l'utilizzo dei distanziatori quando si prevede di cambiare il prodotto chimico nella linea di iniezione del prodotto chimico.
Materiali
Per quanto riguarda la compatibilità dei materiali,tutti i prodotti chimici devono essere compatibili con le guarnizioni,elastomeri，guarnizioni e materiali di costruzione utilizzati nel sistema di iniezione chimica e nell'impianto di produzione.Dovrebbero essere sviluppate procedure di prova per la corrosività delle sostanze chimiche (ad es. inibitore di incrostazioni acide) per l'iniezione continua a fondo pozzo.Per ogni applicazione è necessario eseguire test di corrosività estesi prima di poter implementare l'iniezione di sostanze chimiche.
Discussione
Devono essere valutati i vantaggi e gli svantaggi dell'iniezione chimica continua a fondo pozzo.Iniezione continua di inibitore di incrostazioni per proteggere il DHS Vor il tubo di produzione è un metodo elegante per proteggere il pozzo dalle incrostazioni.Come accennato in questo documento, ci sono diverse sfide con l'iniezione continua di sostanze chimiche nel fondo pozzo,tuttavia per ridurre il rischio è importante comprendere i fenomeni connessi alla soluzione.
Un modo per ridurre il rischio è concentrarsi sullo sviluppo del metodo di prova.Rispetto all'iniezione chimica in superficie o sottomarina, nel pozzo ci sono condizioni diverse e più gravi.La procedura di qualificazione dei prodotti chimici per l'iniezione continua di prodotti chimici a fondo pozzo deve tenere conto di questi cambiamenti nelle condizioni.La qualificazione dei prodotti chimici deve essere effettuata in base al materiale con cui i prodotti chimici potrebbero entrare in contatto.Devono essere aggiornati e implementati i requisiti per la qualificazione della compatibilità e il test in condizioni che replichino il più fedelmente possibile le varie condizioni del ciclo di vita del pozzo in cui questi sistemi funzioneranno.Lo sviluppo del metodo di prova deve essere sviluppato ulteriormente per prove più realistiche e rappresentative.
Inoltre,l'interazione tra i prodotti chimici e l'attrezzatura è essenziale per il successo.Lo sviluppo delle valvole chimiche di iniezione deve prendere in considerazione le proprietà chimiche e la posizione della valvola di iniezione nel pozzo.Si dovrebbe prendere in considerazione l'inclusione di vere valvole di iniezione come parte dell'apparecchiatura di prova e di eseguire test delle prestazioni dell'inibitore di calcare e del design della valvola come parte del programma di qualificazione.Per qualificare gli inibitori della scala,l'attenzione principale è stata in precedenza sulle sfide del processo e sull'inibizione della scala,ma una buona inibizione della scala dipende da un'iniezione stabile e continua.Senza un'iniezione stabile e continua, il potenziale di scalabilità aumenterà.Se la valvola di iniezione dell'inibitore di calcare è sporca e non c'è iniezione di inibitore di calcare nel flusso del fluido,il pozzo e le valvole di sicurezza non sono protetti dal calcare e quindi la sicurezza della produzione potrebbe essere compromessa.La procedura di qualificazione deve occuparsi delle sfide relative all'iniezione dell'inibitore di incrostazioni oltre alle sfide del processo e dell'efficienza dell'inibitore di incrostazioni qualificato.
Il nuovo approccio coinvolge diverse discipline e la cooperazione tra le discipline e le rispettive responsabilità devono essere chiarite.In questa applicazione il sistema di processo della parte superiore,sono coinvolti modelli sottomarini e progettazione e completamenti dei pozzi.Le reti multidisciplinari incentrate sullo sviluppo di soluzioni robuste per i sistemi di iniezione chimica sono importanti e forse la via del successo.La comunicazione tra le varie discipline è fondamentale;è importante una comunicazione particolarmente stretta tra i chimici che hanno il controllo delle sostanze chimiche applicate e gli ingegneri dei pozzi che hanno il controllo delle attrezzature utilizzate nel pozzo.Comprendere le sfide delle diverse discipline e imparare gli uni dagli altri è essenziale per comprendere la complessità dell'intero processo.
Conclusione
● Iniezione continua di inibitore di calcare per proteggere il DHS Vor che il tubo di produzione sia un metodo elegante per proteggere il pozzo dal calcare
● Per risolvere le sfide identificate,seguenti raccomandazioni sono：
● Deve essere eseguita una procedura di qualificazione DHCI dedicata.
● Metodo di qualificazione per valvole di iniezione chimica
● Metodi di prova e qualificazione della funzionalità chimica
● Sviluppo del metodo
● Prove sui materiali pertinenti
● L'interazione multidisciplinare in cui la comunicazione tra le varie discipline coinvolte è cruciale per il successo.
Ringraziamenti
L'autore desidera ringraziare Statoil AS A per il permesso di pubblicare questo lavoro e Baker Hughes e Schlumberger per aver permesso l'uso dell'immagine in Fig.2.
Nomenclatura
(Ba/Sr)SO4=solfato di bario/stronzio
CaCO3=carbonato di calcio
DHCI=iniezione chimica a fondo pozzo
DHSV=valvola di sicurezza fondo pozzo
eg=per esempio
GOR=rapporto gasolio
HSE=ambiente sicurezza sanitaria
HPHT=alta pressione alta temperatura
ID=diametro interno
ie = cioè
km=chilometri
mm=millimetro
MEG=glicole monoetilenico
mMD=profondità misurata dal misuratore
DE=diametro esterno
SI=inibitore di scala
mTV D=metri di profondità verticale totale
Tubo a U=Tubo a forma di U
VPD=abbassatore della tensione di vapore
Figura 1. Panoramica dei sistemi di iniezione chimica sottomarina e fondo pozzo in campo atipico.Schema dell'iniezione chimica a monte del DHSV e delle relative sfide previste.DHS V=valvola di sicurezza fondo pozzo, PWV=valvola aletta di processo e PM V=valvola principale di processo.
Figura 2. Schizzo del sistema di iniezione chimica a fondo pozzo atipico con il mandrino e la valvola.Il sistema è agganciato al collettore di superficie, alimentato attraverso e collegato al tubo di sospensione sul lato anulare del tubo.Il mandrino per l'iniezione chimica è tradizionalmente posizionato in profondità nel pozzo con l'intenzione di fornire protezione chimica.
Figura 3. Schema tipico della barriera del pozzo,dove il colore blu rappresenta l'involucro della barriera del pozzo primario;in questo caso il tubo di produzione.Il colore rosso rappresenta l'involucro della barriera secondaria;l'involucro.Sul lato sinistro è indicata l'iniezione chimica, linea nera con punto di iniezione al tubo di produzione nell'area contrassegnata in rosso (barriera secondaria).
Figura 4. Foro vaiolato trovato nella sezione superiore della linea di iniezione da 3/8”.L'area è mostrata nel disegno schematico della barriera del pozzo atipico, contrassegnata da un'ellisse arancione.
Figura 5. Grave attacco di corrosione al tubo di cromo al 3% da 7 pollici.La figura mostra l'attacco di corrosione dopo che l'inibitore di calcare è stato spruzzato dalla linea di iniezione chimica snocciolata sul tubo di produzione.
Figura 6. Detriti trovati nella valvola di iniezione chimica.I detriti in questo caso erano trucioli di metallo probabilmente dal processo di installazione oltre ad alcuni detriti biancastri.L'esame dei detriti bianchi ha dimostrato di essere polimeri con una chimica simile a quella della sostanza chimica iniettata
Tempo di pubblicazione: 27 aprile 2022