Linie wtrysku substancji chemicznych do odwiertów – dlaczego zawodzą?Doświadczenia, wyzwania i zastosowanie nowych metod badawczych

 

Sprawa

 

Abstrakcyjny

Statoil prowadzi działalność na kilku polach, w których stosuje się ciągłe wtryskiwanie inhibitora kamienia do odwiertu.Celem jest ochrona górnej rurki i zaworu bezpieczeństwa przed (Ba/Sr) SO4lubCaCO;skali, w przypadkach, gdy wyciskanie zgorzeliny może być trudne i kosztowne w regularnym wykonywaniu, np. połączenie złóż podmorskich.

 

Ciągłe wtryskiwanie do odwiertu inhibitora kamienia kotłowego jest technicznie odpowiednim rozwiązaniem w celu ochrony górnej rury i zaworu bezpieczeństwa w studniach, w których istnieje potencjał osadzania się kamienia powyżej pakera produkcyjnego;zwłaszcza w odwiertach, które nie wymagają regularnego ściskania ze względu na potencjał osadzania się kamienia w pobliżu odwiertu.

 

Projektowanie, obsługa i konserwacja linii wtrysku chemikaliów wymaga szczególnego skupienia się na doborze materiałów, kwalifikacji chemicznej i monitorowaniu.Ciśnienie, temperatura, reżimy przepływu i geometria systemu mogą stanowić wyzwanie dla bezpiecznej eksploatacji.Stwierdzono, że problemy dotyczą kilkukilometrowych linii zatłaczania prowadzących z zakładu produkcyjnego do szablonu podmorskiego oraz zaworów zatłaczających znajdujących się w studniach.

 

Omówiono doświadczenia terenowe pokazujące złożoność systemów ciągłego wtrysku w odwiercie pod względem opadów atmosferycznych i korozji.Przedstawiono badania laboratoryjne i zastosowanie nowych metod kwalifikacji chemicznej.Uwzględniono potrzebę działań wielodyscyplinarnych.

 

Wstęp

Statoil prowadzi działalność na kilku polach, na których zastosowano ciągłe wtryskiwanie chemikaliów do odwiertów.Obejmuje to głównie wtryskiwanie inhibitora kamienia (SI), którego celem jest ochrona górnej rury i zaworu bezpieczeństwa odwiertu (DHSV) przed (Ba/Sr) SO4lubCaCO;skala.W niektórych przypadkach do odwiertu wtryskiwany jest środek rozbijający emulsję, aby rozpocząć proces separacji jak najgłębiej w odwiercie, w stosunkowo wysokiej temperaturze.

 

Ciągłe wstrzykiwanie inhibitora kamienia do odwiertu jest technicznie odpowiednim rozwiązaniem w celu ochrony górnej części odwiertów, w których występuje potencjał osadzania się kamienia powyżej pakera produkcyjnego.Ciągłe zatłaczanie może być zalecane zwłaszcza w odwiertach, które nie wymagają ściskania ze względu na niski potencjał osadzania się kamienia w pobliżu odwiertu;lub w przypadkach, gdy regularne wyciskanie kamienia może być trudne i kosztowne, np. połączenie złóż podmorskich.

 

Firma Statoil ma rozszerzone doświadczenie w zakresie ciągłego zatłaczania substancji chemicznych do systemów górnych i szablonów podmorskich, ale nowym wyzwaniem jest przeniesienie punktu zatłaczania głębiej do odwiertu.Projektowanie, obsługa i konserwacja linii wtrysku środków chemicznych wymaga szczególnego skupienia się na kilku tematach;takie jak wybór materiału, kwalifikacja chemiczna i monitorowanie.Ciśnienie, temperatura, reżimy przepływu i geometria systemu mogą stanowić wyzwanie dla bezpiecznej eksploatacji.Zidentyfikowano wyzwania związane z długimi (kilkukilometrowymi) liniami zatłaczania z zakładu produkcyjnego do szablonu podmorskiego i do zaworów wtryskowych na dole odwiertów;Ryc.1.Część układów wtryskowych zadziałała zgodnie z planem, inne zaś zawiodły z różnych powodów.Planowanych jest kilka nowych zagospodarowania pól do zatłaczania substancji chemicznych do odwiertów (DHCI);Jednakże;w niektórych przypadkach sprzęt nie został jeszcze w pełni kwalifikowany.

 

Zastosowanie DHCP jest złożonym zadaniem.Obejmuje kompletację i projekty odwiertów, skład chemiczny odwiertu, system dozowania substancji chemicznych w procesie odkrywkowym.Substancja chemiczna będzie pompowana ze szczytu rurociągiem do urządzenia końcowego i w dół do odwiertu.Dlatego przy planowaniu i realizacji tego typu projektów kluczowa jest współpraca pomiędzy kilkoma dyscyplinami.Należy wziąć pod uwagę różne czynniki, a dobra komunikacja podczas projektowania jest ważna.Zaangażowani są inżynierowie procesu, inżynierowie podmorscy i inżynierowie zajmujący się kompletacją, zajmując się tematami chemii odwiertów, doboru materiałów, zapewniania przepływu i zarządzania chemikaliami produkcyjnymi.Wyzwaniami mogą być wpływ broni chemicznej lub stabilność temperatury, korozja, a w niektórych przypadkach efekt podciśnienia wynikający z lokalnego ciśnienia i przepływu w linii wtrysku chemikaliów.Oprócz tego warunki takie jak wysokie ciśnienie, wysoka temperatura, duże natężenie gazu, duży potencjał osadzania kamienia, duża odległość od przewodu pępowinowego i głęboki punkt zatłaczania do odwiertu stwarzają różne wyzwania techniczne i wymagania dotyczące wtryskiwanego środka chemicznego i zaworu wtryskowego.

 

Przegląd systemów DHCI zainstalowanych w zakładach Statoil pokazuje, że doświadczenie nie zawsze kończyło się sukcesem. Tabela 1. Jednakże podejmowane są plany ulepszenia projektu wtrysku, kwalifikacji chemicznej, obsługi i konserwacji.Wyzwania różnią się w zależności od dziedziny i problemem niekoniecznie jest to, że sam zawór wtrysku środka chemicznego nie działa.

 

W ciągu ostatnich lat pojawiło się kilka wyzwań dotyczących linii wtrysku chemikaliów do odwiertów.W artykule podano kilka przykładów z tych doświadczeń.W artykule omówiono wyzwania i działania podjęte w celu rozwiązania problemów związanych z liniami DHCP.Podano dwie historie przypadków;jeden o korozji, a drugi o królu broni chemicznej.Omówiono doświadczenia terenowe pokazujące złożoność systemów ciągłego wtrysku w odwiercie pod względem opadów atmosferycznych i korozji.

 

Rozważane są także badania laboratoryjne i zastosowanie nowych metod kwalifikacji chemicznej;jak pompować substancję chemiczną, potencjał tworzenia się kamienia i zapobieganie mu, złożone zastosowanie sprzętu oraz wpływ substancji chemicznej na układ górny, gdy substancja chemiczna zostanie ponownie wytworzona.Zaakceptowane kryteria dotyczące zastosowań środków chemicznych obejmują kwestie środowiskowe, wydajność, pojemność magazynowania na powierzchni, wydajność pompy, możliwość wykorzystania istniejącej pompy itp. Zalecenia techniczne muszą opierać się na kompatybilności płynów i substancji chemicznych, wykrywaniu pozostałości, kompatybilności materiałowej, konstrukcji pępowiny podmorskiej, systemie dozowania chemikaliów i materiałów w otoczeniu tych linii.Może zaistnieć potrzeba zahamowania hydratacji substancji chemicznej, aby zapobiec zatykaniu przewodu wtryskowego w wyniku inwazji gazu, a substancja chemiczna nie może zamarzać podczas transportu i przechowywania.W istniejących wewnętrznych wytycznych znajduje się lista kontrolna określająca, które środki chemiczne można zastosować w każdym punkcie systemu. Ważne są właściwości fizyczne, takie jak lepkość.System zatłaczania może oznaczać odległość 3–50 km od pępowiny podmorskiej linii przepływu i 1–3 km w dół odwiertu.Dlatego też ważna jest stabilność temperatury.Może zaistnieć konieczność rozważenia oceny dalszych skutków, np. w rafineriach.

 

Systemy wtrysku chemikaliów do odwiertów

 

Korzyści kosztowe

 

Ciągłe wtryskiwanie inhibitora kamienia do odwiertu w celu ochrony DHS V lub rury produkcyjnej może być opłacalne w porównaniu do wyciskania odwiertu inhibitorem kamienia.To zastosowanie zmniejsza ryzyko uszkodzenia formacji w porównaniu z obróbką polegającą na wyciskaniu kamienia, zmniejsza potencjalne problemy procesowe po ściśnięciu kamienia i daje możliwość kontrolowania szybkości wtryskiwania chemikaliów z górnego systemu wtrysku.System wtrysku może być również używany do ciągłego wtryskiwania innych chemikaliów do odwiertu, co może zmniejszyć inne wyzwania, które mogą wystąpić w dalszej części instalacji technologicznej.

 

Przeprowadzono kompleksowe badania, opracowując strategię skali odwiertu dla złoża Oseberg S.Głównym problemem dotyczącym skali był CaCO;kamień w górnym przewodzie i możliwa awaria DHSV.Z ustaleń Oseberg S, czyli strategii zarządzania skalą, wynika, że ​​w ciągu trzech lat DHCI było najbardziej opłacalnym rozwiązaniem w odwiertach, w których działały linie wtrysku substancji chemicznych.Głównym elementem kosztów w odniesieniu do konkurencyjnej techniki wyciskania kamienia był odroczony olej, a nie koszt chemiczny/operacyjny.W przypadku zastosowania inhibitora kamienia w podnośniku gazu głównym czynnikiem wpływającym na koszt środków chemicznych była duża szybkość unoszenia gazu prowadząca do wysokiego stężenia SI, ponieważ stężenie musiało być zrównoważone szybkością unoszenia gazu, aby uniknąć wystąpienia efektu działania broni chemicznej.W przypadku dwóch odwiertów w Oseberg S lub w których znajdowały się dobrze funkcjonujące linie DHC I, wybrano tę opcję w celu ochrony DHS V przed CaCO;skalowanie.

 

Układ ciągłego wtrysku i zawory

 

Istniejące rozwiązania wykończeniowe wykorzystujące systemy ciągłego wtrysku chemikaliów stoją przed wyzwaniami polegającymi na zapobieganiu zatykaniu przewodów kapilarnych.Zazwyczaj układ wtryskowy składa się z linii kapilarnej o średnicy zewnętrznej 1/4” lub 3/8”, podłączonej do kolektora powierzchniowego, poprowadzonej przez nią i połączonej z wieszakiem rurki po pierścieniowej stronie rurki.Linia kapilarna jest przymocowana do zewnętrznej średnicy rury produkcyjnej za pomocą specjalnych zacisków kołnierzowych i biegnie po zewnętrznej stronie rury aż do trzpienia wtrysku substancji chemicznej.Trzpień tradycyjnie umieszcza się przed DHS V lub głębiej w odwiercie, aby zapewnić wtryskiwanej substancji chemicznej wystarczający czas na rozproszenie i umieścić substancję chemiczną w miejscu, w którym występują wyzwania.

 

Przy zaworze wtrysku substancji chemicznej, rys. 2, mały wkład o średnicy około 1,5 cala zawiera zawory zwrotne, które zapobiegają przedostawaniu się płynów z odwiertu do linii kapilarnej.To po prostu mała lalka jeżdżąca na sprężynce.Siła sprężyny ustala i przewiduje ciśnienie wymagane do otwarcia grzybka z gniazda uszczelniającego.Kiedy substancja chemiczna zaczyna płynąć, grzybek zostaje podniesiony z gniazda i otwiera zawór zwrotny.

 

Wymagane jest zainstalowanie dwóch zaworów zwrotnych.Jeden zawór stanowi główną barierę zapobiegającą przedostawaniu się płynów z odwiertu do linii kapilarnej.Ma to stosunkowo niskie ciśnienie otwarcia (2-15 barów). Jeśli ciśnienie hydrostatyczne wewnątrz linii kapilarnej jest niższe niż ciśnienie w odwiercie, płyny z odwiertu będą próbowały przedostać się do linii kapilarnej.Drugi zawór zwrotny ma nietypowe ciśnienie otwarcia wynoszące 130–250 barów i jest znany jako system zapobiegania rurce w kształcie litery U.Zawór ten zapobiega swobodnemu przepływowi substancji chemicznej znajdującej się w przewodzie kapilarnym do odwiertu, jeśli ciśnienie hydrostatyczne wewnątrz przewodu kapilarnego jest wyższe niż ciśnienie w odwiercie w punkcie wtryskiwania środka chemicznego do rury produkcyjnej.

 

Oprócz dwóch zaworów zwrotnych zwykle znajduje się filtr liniowy, którego celem jest zapewnienie, że żadne zanieczyszczenia nie mogą zagrozić właściwościom uszczelniającym systemów zaworów zwrotnych.

 

Rozmiary opisywanych zaworów zwrotnych są niewielkie, a czystość wtryskiwanego płynu ma istotne znaczenie dla ich funkcjonalności użytkowej.Uważa się, że zanieczyszczenia z układu można wypłukać poprzez zwiększenie natężenia przepływu w przewodzie kapilarnym, co spowoduje samowolne otwarcie zaworów zwrotnych.

 

Po otwarciu zaworu zwrotnego przepływające ciśnienie gwałtownie maleje i rozprzestrzenia się w górę kapilary, aż do ponownego wzrostu ciśnienia.Zawór zwrotny zostanie następnie zamknięty do czasu, aż przepływ chemikaliów wytworzy ciśnienie wystarczające do otwarcia zaworu;efektem są wahania ciśnienia w układzie zaworu zwrotnego.Im wyższe ciśnienie otwarcia ma układ zaworu zwrotnego, tym mniejszy obszar przepływu powstaje, gdy zawór zwrotny otwiera się, a system próbuje osiągnąć warunki równowagi.

 

Zawory wtrysku środków chemicznych mają stosunkowo niskie ciśnienie otwarcia;a jeśli ciśnienie w rurce w punkcie wlotu środka chemicznego stanie się mniejsze niż suma ciśnienia hydrostatycznego środków chemicznych w przewodzie kapilarnym plus ciśnienie otwarcia zaworu zwrotnego, w górnej części przewodu kapilarnego pojawi się podciśnienie lub podciśnienie.Kiedy wtryskiwanie substancji chemicznej zostanie zatrzymane lub przepływ substancji chemicznej będzie niski, w górnej części linii kapilarnej zaczną pojawiać się warunki bliskie próżni.

 

Poziom podciśnienia zależy od ciśnienia w odwiercie, ciężaru właściwego wstrzykniętej mieszaniny chemicznej stosowanej do linii kapilarnej, ciśnienia otwarcia zaworu zwrotnego w miejscu wtrysku oraz natężenia przepływu substancji chemicznej w linii kapilarnej.Warunki panujące w odwiercie będą się zmieniać w trakcie eksploatacji złoża, w związku z czym potencjał próżni będzie się również zmieniać w czasie.Ważne jest, aby mieć świadomość tej sytuacji, aby podjąć właściwą decyzję i zachować środki ostrożności, zanim pojawią się oczekiwane wyzwania.

 

W połączeniu z niskimi szybkościami wtrysku, rozpuszczalniki stosowane w tego typu zastosowaniach zazwyczaj odparowują, powodując skutki, które nie zostały w pełni zbadane.Efekty te to działanie pistoletu lub wytrącanie się ciał stałych, na przykład polimerów, podczas odparowywania rozpuszczalnika.

 

Ponadto ogniwa galwaniczne mogą powstawać w fazie przejściowej pomiędzy płynną powierzchnią substancji chemicznej a wypełnioną parą fazą gazową znajdującą się powyżej próżni.Może to prowadzić do lokalnej korozji wżerowej wewnątrz przewodu kapilarnego w wyniku zwiększonej agresywności środka chemicznego w tych warunkach.Płatki lub kryształki soli utworzone jako błona wewnątrz linii kapilarnej podczas wysychania jej wnętrza mogą spowodować zablokowanie lub zatkanie linii kapilarnej.

 

Cóż, filozofia barier

 

Projektując solidne rozwiązania odwiertów, Statoil wymaga, aby zabezpieczenie odwiertu było zapewnione przez cały czas jego eksploatacji.Dlatego Statoil wymaga, aby istniały nienaruszone dwie niezależne bariery odwiertu.Ryc. 3 przedstawia schemat nietypowej bariery odwiertu, gdzie kolor niebieski reprezentuje pierwotną powłokę bariery odwiertu;w tym przypadku rura produkcyjna.Kolor czerwony reprezentuje otoczkę bariery wtórnej;obudowa.Po lewej stronie na szkicu wtrysk substancji chemicznej jest oznaczony czarną linią z punktem wtrysku do przewodu produkcyjnego w obszarze oznaczonym na czerwono (bariera wtórna).Wprowadzenie systemów wtrysku środków chemicznych do odwiertu zagraża zarówno pierwotnym, jak i wtórnym barierom odwiertu.

 

Historia przypadków korozji

 

Kolejność wydarzeń

 

Do pola naftowego obsługiwanego przez firmę Statoil na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zastosowano chemiczny wtrysk inhibitora kamienia do odwiertu.W tym przypadku zastosowany inhibitor kamienia był pierwotnie zakwalifikowany do stosowania na powierzchni i pod powierzchnią morza.Po uzupełnieniu odwiertu zainstalowano DHCIpointat2446mMD, rys.3.Rozpoczęto wstrzykiwanie do odwiertu inhibitora kamienia od góry bez dalszych badań substancji chemicznej.

 

Po roku eksploatacji zaobserwowano nieszczelności w układzie wtrysku chemikaliów i rozpoczęto badania.Wyciek miał szkodliwy wpływ na bariery studni.Podobne zdarzenia miały miejsce w przypadku kilku odwiertów i niektóre z nich musiały zostać zamknięte na czas dochodzenia.

 

Wyciągnięto rurę produkcyjną i szczegółowo ją zbadano.Atak korozji ograniczał się do jednej strony rury, a niektóre złącza rur były tak skorodowane, że faktycznie powstały w nich dziury.Stal chromowa o grubości około 8,5 mm i zawartości 3% chromu rozpadła się w niecałe 8 miesięcy.Główna korozja wystąpiła w górnej części odwiertu, od głowicy odwiertu do około 380 m MD, a najbardziej skorodowane złącza rurowe stwierdzono na około 350 m MD.Poniżej tej głębokości zaobserwowano niewielką korozję lub nie zaobserwowano jej wcale, ale na średnicy zewnętrznej rurek stwierdzono wiele zanieczyszczeń.

 

Pocięto i wyciągnięto także obudowę 9-5/8'' i zaobserwowano podobne efekty;z korozją w górnej części studni tylko z jednej strony.Wywołany wyciek był spowodowany rozerwaniem osłabionej części obudowy.

 

Materiałem linii wtrysku chemicznego był stop 825.

 

Kwalifikacja chemiczna

 

Właściwości chemiczne i badania korozji odgrywają ważną rolę w kwalifikowaniu inhibitorów kamienia, a faktyczny inhibitor kamienia był kwalifikowany i stosowany w zastosowaniach na powierzchni i pod powierzchnią morza przez kilka lat.Powodem zastosowania chemicznego odwiertu były lepsze właściwości środowiskowe poprzez zastąpienie istniejącego środka chemicznego odwiertu. Jednakże inhibitor kamienia był stosowany tylko w temperaturach otoczenia na powierzchni górnej i na dnie morskim (4-20℃).Po wstrzyknięciu do odwiertu temperatura substancji chemicznej mogła sięgać nawet 90°C, ale w tej temperaturze nie przeprowadzono dalszych badań.

 

Dostawca środków chemicznych przeprowadził wstępne badania korozyjności, a wyniki wykazały 2-4 mm/rok dla stali węglowej w wysokiej temperaturze.Podczas tej fazy zaangażowanie materialnych kompetencji technicznych operatora było minimalne.Później operator przeprowadził nowe testy, które wykazały, że inhibitor kamienia jest silnie korozyjny dla materiałów rur produkcyjnych i obudowy produkcyjnej, a szybkość korozji przekracza 70 mm/rok.Materiał przewodu wtrysku chemicznego, stop 825, nie był testowany pod kątem inhibitora kamienia przed wtryskiem.Temperatura w odwiercie może osiągnąć 90°C i w tych warunkach należy przeprowadzić odpowiednie badania.

 

Badanie ujawniło również, że inhibitor kamienia w postaci stężonego roztworu wykazał pH <3,0.Jednakże pH nie zostało zmierzone.Później zmierzone pH wykazało bardzo niską wartość pH 0-1.Ilustruje to potrzebę przeprowadzenia pomiarów i rozważenia materiału oprócz podanych wartości pH.

 

Interpretacja wyników

 

Linia wtrysku (rys. 3) jest skonstruowana tak, aby wytworzyć ciśnienie hydrostatyczne inhibitora kamienia, które przekracza ciśnienie w studni w miejscu wtrysku.Inhibitor jest wtryskiwany pod wyższym ciśnieniem niż panuje w odwiercie.Powoduje to efekt U-rurki przy zamykaniu odwiertu.Zawór będzie się zawsze otwierał przy wyższym ciśnieniu w przewodzie wtryskowym niż w studni.Dlatego w przewodzie wtryskowym może wystąpić podciśnienie lub parowanie.Szybkość korozji i ryzyko wżerów jest największe w strefie przejścia gaz/ciecz w wyniku odparowania rozpuszczalnika.Doświadczenia laboratoryjne przeprowadzone na kuponach potwierdziły tę teorię.W studniach, w których wystąpiły wycieki, wszystkie otwory na liniach zatłaczania zlokalizowano w górnej części linii zatłaczania chemikaliów.

 

Ryc. 4 przedstawia fotografię linii DHC I ze znaczną korozją wżerową.Korozja widoczna na zewnętrznych rurach produkcyjnych wskazuje na miejscową ekspozycję inhibitora kamienia w miejscu wycieku wżerowego.Wyciek był spowodowany korozją wżerową wywołaną przez silnie żrące środki chemiczne oraz wyciekiem przez przewód wtrysku środka chemicznego do obudowy produkcyjnej.Inhibitor kamienia został natryskiwany z wgłębionej linii kapilarnej na obudowę i rurkę, co spowodowało wycieki.Nie uwzględniono wtórnych skutków nieszczelności przewodu wtryskowego.Stwierdzono, że korozja obudowy i rurek była wynikiem stężonych inhibitorów kamienia naniesionych z wżerowej linii kapilarnej na obudowę i rurki, rys. 5.

 

W tym przypadku zabrakło zaangażowania inżynierów zajmujących się kompetencjami materiałowymi.Nie zbadano korozyjności substancji chemicznej na linii DHCI ani nie oceniono skutków wtórnych spowodowanych wyciekiem;takie jak to, czy otaczające materiały mogą tolerować ekspozycję chemiczną.

 

Historia przypadku króla broni chemicznej

 

Kolejność wydarzeń

 

Strategia zapobiegania osadzaniu się kamienia w polu HP HT polegała na ciągłym wstrzykiwaniu inhibitora kamienia przed zaworem bezpieczeństwa w odwiercie.W odwiercie stwierdzono znaczny potencjał tworzenia się kamienia w postaci węglanu wapnia.Jednym z wyzwań była wysoka temperatura oraz wysoka wydajność produkcji gazu i kondensatu w połączeniu z niską produkcją wody.Obawa związana z wtryskiwaniem inhibitora kamienia polegała na tym, że rozpuszczalnik zostanie usunięty w wyniku dużej szybkości wytwarzania gazu, a wyciek substancji chemicznej nastąpi w punkcie wtrysku przed zaworem bezpieczeństwa w odwiercie, rys. 1.

 

Podczas kwalifikacji inhibitora kamienia skupiono się na wydajności produktu w warunkach HP HT, w tym na zachowaniu się w górnym układzie procesowym (niska temperatura).Głównym problemem było wytrącanie się samego inhibitora kamienia w rurach produkcyjnych z powodu dużej dawki gazu.Badania laboratoryjne wykazały, że inhibitor kamienia może wytrącić się i przylgnąć do ścianek rurki.Dlatego też użycie zaworu bezpieczeństwa może zapobiec ryzyku.

 

Doświadczenie pokazało, że po kilku tygodniach pracy linia chemiczna zaczęła przeciekać.Ciśnienie w odwiercie można było monitorować za pomocą powierzchniomierza zamontowanego w linii kapilarnej.Linię odizolowano w celu uzyskania integralności studzienki.

 

Linię wtrysku chemikaliów wyciągnięto ze studni, otworzono i skontrolowano w celu zdiagnozowania problemu i znalezienia możliwych przyczyn awarii.Jak można zobaczyć na ryc. 6, stwierdzono znaczną ilość osadu, a analiza chemiczna wykazała, że ​​jego część stanowił inhibitor kamienia.Osad znajdował się na uszczelce, a grzybek i zawór nie mogły działać.

 

Awaria zaworu była spowodowana zanieczyszczeniami znajdującymi się w układzie zaworów, uniemożliwiając zaworom zwrotnym osiadanie metalowego gniazda.Zbadano gruz i okazało się, że głównymi cząstkami są wióry metalowe, prawdopodobnie powstałe podczas montażu linii kapilarnej.Ponadto na obu zaworach zwrotnych, zwłaszcza z tyłu zaworów, wykryto białe zanieczyszczenia.Jest to strona niskiego ciśnienia, tj. strona, która zawsze będzie w kontakcie z płynami z odwiertu.Początkowo sądzono, że są to pozostałości z odwiertu produkcyjnego, ponieważ zawory zostały zablokowane i wystawione na działanie płynów z odwiertu.Jednak badanie szczątków okazało się, że są to polimery o podobnym składzie chemicznym jak substancja chemiczna stosowana jako inhibitor kamienia.To wzbudziło nasze zainteresowanie i firma Statoil chciała zbadać przyczyny obecności resztek polimeru w linii kapilarnej.

 

Kwalifikacja chemiczna

 

W branży HP HT istnieje wiele wyzwań związanych z wyborem odpowiednich środków chemicznych w celu złagodzenia różnych problemów produkcyjnych.W ramach kwalifikacji inhibitora kamienia do odwiertu ciągłego zatłaczania przeprowadzono następujące badania:

• Stabilność produktu
• Starzenie termiczne
• Dynamiczne testy wydajności
• Kompatybilność z wodą tworzącą się i inhibitorem hydratów (MEG)
• Statyczny i dynamiczny test króla broni
• Informacje dotyczące ponownego rozpuszczania: woda, świeże środki chemiczne i MEG

 

Substancja chemiczna będzie wtryskiwana z ustaloną wcześniej szybkością dozowania, ale produkcja wody nie będzie koniecznie stała, tj. zatykanie wody.Kiedy substancja chemiczna dostanie się do odwiertu, pomiędzy ślimakami wodnymi napotka gorący, szybko płynący strumień gazu węglowodorowego.Przypomina to wstrzykiwanie inhibitora kamienia w podnośniku gazowym (Fleming i in. 2003). Razem z

wysoka temperatura gazu, ryzyko odpędzenia rozpuszczalnika jest bardzo wysokie, a uszkodzenie pistoletu może spowodować zablokowanie zaworu wtryskowego.Stanowi to ryzyko nawet w przypadku substancji chemicznych zawierających rozpuszczalniki o wysokiej temperaturze wrzenia/niskim ciśnieniu pary i inne środki obniżające ciśnienie pary (VPD). W przypadku częściowego zablokowania przepływ wody z formacji, MEG i/lub świeżego środka chemicznego musi być w stanie usunąć lub ponownie rozpuścić odwodnioną lub zabrudzoną substancję chemiczną.

 

W tym przypadku zaprojektowano nowatorskie stanowisko laboratoryjne do odtworzenia warunków przepływu w pobliżu otworów wtryskowych w systemie produkcyjnym HP/HTg.Wyniki dynamicznych testów gun king pokazują, że w proponowanych warunkach aplikacji zarejestrowano znaczną utratę rozpuszczalnika.Może to prowadzić do szybkiego króla działa i ostatecznego zablokowania linii przepływu.Prace wykazały zatem, że istnieje stosunkowo duże ryzyko w przypadku ciągłego wstrzykiwania środków chemicznych do tych studni przed wydobyciem wody, co doprowadziło do podjęcia decyzji o dostosowaniu normalnych procedur rozruchu dla tego pola, opóźniając zatłaczanie środków chemicznych do czasu wykrycia przebicia wody.

 

Kwalifikacja inhibitora kamienia do odwiertu z ciągłym wtryskiem skupiała się głównie na usuwaniu rozpuszczalnika i działaniu inhibitora kamienia w punkcie wtrysku oraz w linii przepływu, ale nie oceniano potencjału działania inhibitora kamienia w samym zaworze wtryskowym.Zawór wtryskowy prawdopodobnie uległ awarii z powodu znacznej utraty rozpuszczalnika i szybkiego działania pistoletu, ryc. 6. Wyniki pokazują, że ważne jest całościowe spojrzenie na system;skupiają się nie tylko na wyzwaniach produkcyjnych, ale także na wyzwaniach związanych z wtryskiem substancji chemicznej, czyli zaworem wtryskowym.

 

Doświadczenia z innych dziedzin

 

Jeden z wczesnych raportów na temat problemów z liniami wtrysku chemikaliów na duże odległości pochodził z pól satelitarnych Gull fak sandVig dis (Osa i in. 2001). Podmorskie linie wtrysku zostały zablokowane przed tworzeniem się hydratów w obrębie linii z powodu inwazji gazu z wytwarzanych płynów do przewodu przez zawór wtryskowy.Opracowano nowe wytyczne dotyczące opracowywania chemikaliów do produkcji podmorskiej.Wymagania obejmowały usuwanie cząstek (filtrację) i dodanie inhibitora hydratu (np. glikolu) do wszystkich wodnych inhibitorów kamienia, które miały być wstrzykiwane do szablonów podmorskich.Uwzględniono także stabilność chemiczną, lepkość i kompatybilność (cieczy i materiałów).Wymagania te zostały uwzględnione w systemie Statoil i obejmują wtrysk substancji chemicznych do odwiertu.

 

Na etapie rozwoju pola Oseberg S zdecydowano, że wszystkie odwierty powinny zostać wyposażone w systemy DHC I (Fleming i in. 2006). Celem było zapobieganie osadzaniu się CaCO w górnych rurach poprzez wtrysk SI.Jednym z głównych wyzwań związanych z liniami wtryskiwania środków chemicznych było zapewnienie komunikacji pomiędzy powierzchnią a wylotem z odwiertu.Wewnętrzna średnica przewodu wtrysku substancji chemicznej zwężyła się z 7 mm do 0,7 mm (ID) wokół pierścieniowego zaworu bezpieczeństwa ze względu na ograniczoną przestrzeń i zdolność transportu cieczy przez tę sekcję, co miało wpływ na wskaźnik powodzenia.W kilku studniach platformowych zatkano przewody wtrysku środków chemicznych, ale przyczyna nie została poznana.Zestawy różnych płynów (glikol, ropa naftowa, kondensat, ksylen, inhibitor kamienia, woda itp.) zostały przetestowane laboratoryjnie pod kątem lepkości i kompatybilności, a następnie pompowane do przodu i do tyłu w celu otwarcia przewodów;jednakże docelowy inhibitor kamienia nie mógł zostać przepompowany aż do zaworu wtrysku substancji chemicznej.Co więcej, zaobserwowano powikłania związane z wytrącaniem inhibitora kamienia fosfonianowego wraz z pozostałą solanką dopełniającą CaCl2 w jednym odwiercie i wyrzutnią inhibitora kamienia w odwiercie o wysokim udziale oleju napędowego i niskim zużyciu wody (Fleming i in. 2006).

 

Zdobyta wiedza

 

Opracowanie metody badawczej

 

Główne wnioski wyciągnięte z awarii systemów DHC I dotyczą wydajności technicznej inhibitora kamienia, a nie funkcjonalności i wtrysku substancji chemicznych.Wtryskiwanie od strony powierzchni i wtryskiwanie podmorskie dobrze funkcjonowały w miarę upływu czasu;jednakże wniosek został rozszerzony na zatłaczanie substancji chemicznych do odwiertu bez odpowiedniej aktualizacji metod kwalifikacji substancji chemicznych.Z doświadczenia firmy Statoil z dwóch przedstawionych przypadków terenowych wynika, że ​​obowiązująca dokumentacja lub wytyczne dotyczące kwalifikacji substancji chemicznych muszą zostać zaktualizowane, aby uwzględnić ten rodzaj zastosowań substancji chemicznych.Zidentyfikowano dwa główne wyzwania: i) próżnia w linii wtrysku substancji chemicznej oraz ii) potencjalne wytrącanie substancji chemicznej.

 

Parowanie substancji chemicznej może nastąpić na rurach produkcyjnych (jak widać w przypadku pistoletu) i na rurach wtryskowych (w przypadku próżni zidentyfikowano przejściową granicę faz). Istnieje ryzyko, że te osady mogą zostać przeniesione wraz z przepływem i do zaworu wtryskowego i dalej do studni.Zawór wtryskowy jest często zaprojektowany z filtrem umieszczonym przed punktem wtrysku, co stanowi wyzwanie, ponieważ w przypadku opadów atmosferycznych filtr ten może zostać zatkany, powodując awarię zaworu.

 

Obserwacje i wstępne wnioski z wyciągniętych wniosków zaowocowały szeroko zakrojonymi badaniami laboratoryjnymi nad zjawiskami.Ogólnym celem było opracowanie nowych metod kwalifikacji, aby uniknąć podobnych problemów w przyszłości.W tym badaniu przeprowadzono różne testy i zaprojektowano (opracowano w tym celu) kilka metod laboratoryjnych w celu zbadania substancji chemicznych pod kątem zidentyfikowanych wyzwań.

• Blokady filtrów i stabilność produktu w systemach zamkniętych.
• Wpływ częściowej utraty rozpuszczalnika na korozyjność chemikaliów.
• Wpływ częściowej utraty rozpuszczalnika w kapilarze na powstawanie ciał stałych lub lepkich czopów.

 

Podczas testów metod laboratoryjnych zidentyfikowano kilka potencjalnych problemów

 

• Powtarzające się blokady filtrów i słaba stabilność.
• Tworzenie się substancji stałych w wyniku częściowego odparowania z kapilary
• Zmiany pH w wyniku utraty rozpuszczalnika.

 

Charakter przeprowadzonych testów dostarczył również dodatkowych informacji i wiedzy na temat zmian właściwości fizycznych substancji chemicznych w kapilarach poddawanych pewnym warunkom oraz tego, czym różni się to od roztworów masowych poddanych podobnym warunkom.Prace testowe wykazały również znaczne różnice pomiędzy płynem masowym, fazami parowymi i płynami resztkowymi, co może prowadzić do zwiększonego potencjału wytrącania i/lub zwiększonej korozyjności.

 

Opracowano procedurę badania korozyjności inhibitorów kamienia i ujęto ją w dokumentacji obowiązującej.Dla każdego zastosowania należało przeprowadzić rozszerzone badania korozyjności przed wprowadzeniem inhibitora kamienia.Przeprowadzono także badania typu Gun King substancji chemicznej w przewodzie wtryskowym.

 

Przed rozpoczęciem kwalifikacji substancji chemicznej ważne jest stworzenie zakresu prac opisującego wyzwania i cel substancji chemicznej.W początkowej fazie ważne jest określenie głównych wyzwań, aby móc wybrać rodzaj substancji chemicznych, które rozwiążą problem.Podsumowanie najważniejszych kryteriów akceptacji można znaleźć w tabeli 2.

 

Kwalifikacja chemikaliów

 

Kwalifikacja chemikaliów obejmuje zarówno badania, jak i ocenę teoretyczną każdego zastosowania.Należy zdefiniować i ustalić specyfikację techniczną i kryteria testów, na przykład w zakresie BHP, kompatybilności materiałowej, stabilności produktu i jakości produktu (cząsteczki).Ponadto należy określić temperaturę zamarzania, lepkość i kompatybilność z innymi substancjami chemicznymi, inhibitorem hydratu, wodą formacyjną i wytworzoną cieczą.Uproszczoną listę metod badawczych, które można zastosować do kwalifikacji substancji chemicznych, podano w tabeli 2.

 

Ważna jest ciągła koncentracja i monitorowanie wydajności technicznej, dawek i faktów dotyczących BHP.Wymagania dotyczące produktu mogą zmieniać się w zależności od pola lub okresu użytkowania instalacji technologicznej – różnią się w zależności od szybkości produkcji, a także składu płynu.Należy przeprowadzić działania następcze obejmujące ocenę wydajności, optymalizację i/lub testowanie nowych substancji chemicznych

często, aby zapewnić optymalny program leczenia.

 

W zależności od jakości ropy naftowej, produkcji wody i wyzwań technicznych w morskim zakładzie produkcyjnym, zastosowanie chemikaliów produkcyjnych może być konieczne w celu osiągnięcia jakości eksportowej, spełnienia wymogów prawnych oraz bezpiecznej eksploatacji instalacji morskiej.Na wszystkich polach stoją różne wyzwania, a potrzebne do produkcji chemikalia będą się różnić w zależności od pola i czasu pracy.

 

Ważne jest, aby w programie kwalifikacji skupić się na efektywności technicznej środków chemicznych stosowanych w produkcji, ale bardzo ważne jest również skupienie się na właściwościach środków chemicznych, takich jak stabilność, jakość produktu i kompatybilność.Zgodność w tym ustawieniu oznacza zgodność z płynami, materiałami i innymi chemikaliami produkcyjnymi.To może być wyzwanie.Nie jest pożądane stosowanie substancji chemicznej do rozwiązania problemu, aby później odkryć, że substancja ta przyczynia się do nowych wyzwań lub stwarza je.Być może największym wyzwaniem są właściwości substancji chemicznej, a nie wyzwanie techniczne.

 

Specjalne wymagania

 

Specjalne wymagania dotyczące filtracji dostarczanych produktów należy stosować w systemie podmorskim i w odwiercie ciągłego zatłaczania.Filtry siatkowe i filtry w układzie wtrysku chemikaliów powinny być zapewnione w oparciu o specyfikację wyposażenia znajdującego się za urządzeniem, począwszy od górnego układu wtrysku, pomp i zaworów wtryskowych, aż do zaworów wtryskowych w odwiercie.Jeżeli stosuje się ciągłe wtryskiwanie chemikaliów do odwiertu, specyfikacja systemu wtryskiwania chemikaliów powinna opierać się na specyfikacji o najwyższej krytyczności.Może to filtr na dole zaworu wtryskowego.

 

Wyzwania związane z wtryskiem

 

System zatłaczania może obejmować odległość od pępowiny podmorskiej linii przepływu wynoszącą 3–50 km i głębokość odwiertu wynoszącą 1–3 km.Ważne są właściwości fizyczne, takie jak lepkość i zdolność pompowania chemikaliów.Jeśli lepkość w temperaturze dna morskiego jest zbyt wysoka, przepompowanie substancji chemicznej przez linię wtrysku substancji chemicznej w podmorskim pępowinie do podmorskiego punktu wtrysku lub do studni może stanowić wyzwanie.Lepkość powinna być zgodna ze specyfikacją systemu w oczekiwanej temperaturze przechowywania lub pracy.Należy to ocenić w każdym przypadku i będzie to zależeć od systemu.Ponieważ szybkość wtrysku chemikaliów jest czynnikiem decydującym o powodzeniu wtrysku chemikaliów.Aby zminimalizować ryzyko zatkania linii wtrysku chemikaliów, chemikalia w tym układzie powinny być pozbawione hydratów (jeśli mogą powodować hydraty).Należy sprawdzić zgodność z płynami obecnymi w układzie (płyn konserwujący) i inhibitorem hydratu.Należy przejść testy stabilności substancji chemicznej w rzeczywistych temperaturach (najniższa możliwa temperatura otoczenia, temperatura otoczenia, temperatura podmorska, temperatura wtrysku).

 

Należy również rozważyć program mycia przewodów wtrysku środków chemicznych z określoną częstotliwością.Regularne przepłukiwanie przewodu wtrysku środka chemicznego rozpuszczalnikiem, glikolem lub środkiem czyszczącym może mieć działanie zapobiegawcze w celu usunięcia ewentualnych osadów, zanim się one zgromadzą i mogą spowodować zatykanie przewodu.Wybrany roztwór chemiczny płynu płuczącego musi być

kompatybilny z substancją chemiczną w przewodzie wtryskowym.

 

W niektórych przypadkach linia wtrysku substancji chemicznych jest wykorzystywana do kilku zastosowań chemicznych w zależności od różnych wyzwań w okresie eksploatacji pola i warunków cieczy.W początkowej fazie produkcji przed przebiciem się wody główne wyzwania mogą różnić się od tych na późniejszym etapie życia, często związanych ze zwiększoną produkcją wody.Zmiana z niewodnego inhibitora na bazie rozpuszczalnika, takiego jak inhibitor asfaltenu, na środek chemiczny na bazie wody, taki jak inhibitor kamienia, może powodować problemy w zakresie kompatybilności.Dlatego ważne jest, aby skupić się na kompatybilności, kwalifikacji i zastosowaniu przekładek, gdy planowana jest zmiana środka chemicznego w linii wtrysku środka chemicznego.

 

Materiały

 

Jeśli chodzi o kompatybilność materiałową, wszystkie chemikalia powinny być kompatybilne z uszczelkami, elastomerami, uszczelkami i materiałami konstrukcyjnymi stosowanymi w układzie wtrysku chemikaliów i zakładzie produkcyjnym.Należy opracować procedurę badania korozyjności substancji chemicznych (np. inhibitorów kamienia kwaśnego) dla ciągłego zatłaczania odwiertu.Dla każdego zastosowania należy przeprowadzić rozszerzone badania korozyjności, zanim będzie można zastosować wtryskiwanie chemikaliów.

 

Dyskusja

 

Należy ocenić zalety i wady ciągłego wtrysku substancji chemicznych do odwiertu.Ciągłe wtryskiwanie inhibitora kamienia w celu ochrony rury produkcyjnej DHS Vor to elegancka metoda ochrony odwiertu przed kamieniem.Jak wspomniano w tym artykule, ciągłe wstrzykiwanie substancji chemicznych do odwiertu wiąże się z kilkoma wyzwaniami, jednak aby zmniejszyć ryzyko, ważne jest zrozumienie zjawisk związanych z rozwiązaniem.

 

Jednym ze sposobów zmniejszenia ryzyka jest skupienie się na opracowaniu metody testowej.W porównaniu z zatłaczaniem chemikaliów z powierzchni lub pod powierzchnię morza, w odwiercie panują inne i bardziej surowe warunki.Procedura kwalifikacyjna dla chemikaliów do ciągłego zatłaczania chemikaliów do odwiertu musi uwzględniać te zmiany warunków.Kwalifikacja chemikaliów musi być dokonana w oparciu o materiał, z którym chemikalia mogą mieć kontakt.Należy zaktualizować i wdrożyć wymagania dotyczące kwalifikacji i testowania zgodności w warunkach możliwie najbardziej odwzorowujących różne warunki cyklu życia odwiertu, w których te systemy będą pracować.Należy dalej rozwijać metodę badawczą w kierunku bardziej realistycznych i reprezentatywnych testów.

 

Ponadto interakcja między chemikaliami a sprzętem jest niezbędna do osiągnięcia sukcesu.Projektowanie zaworów wtryskowych musi uwzględniać właściwości chemiczne i umiejscowienie zaworu wtryskowego w odwiercie.Należy rozważyć włączenie rzeczywistych zaworów wtryskowych do wyposażenia badawczego oraz przeprowadzenie testów działania inhibitora kamienia i konstrukcji zaworu w ramach programu kwalifikacyjnego.Aby zakwalifikować inhibitory kamienia, główny nacisk położono wcześniej na wyzwania procesu i hamowanie kamienia, ale dobre hamowanie kamienia zależy od stabilnego i ciągłego wtrysku.Bez stabilnego i ciągłego wtrysku potencjał tworzenia się kamienia będzie wzrastał.Jeśli zawór wtryskowy inhibitora kamienia jest zatkany i do strumienia płynu nie jest wtryskiwany inhibitor kamienia, studnia i zawory bezpieczeństwa nie są chronione przed kamieniem, co może zagrozić bezpiecznej produkcji.Procedura kwalifikacyjna musi uwzględniać wyzwania związane z wtryskiwaniem inhibitora kamienia, oprócz wyzwań procesowych i skuteczności kwalifikowanego inhibitora kamienia.

 

Nowe podejście obejmuje kilka dyscyplin i należy wyjaśnić współpracę między dyscyplinami oraz odpowiednie obowiązki.W tym zastosowaniu bierze się pod uwagę system procesów górnych, szablony podmorskie oraz projektowanie i wykończenie odwiertów.Wielodyscyplinarne sieci skupiające się na opracowywaniu solidnych rozwiązań w zakresie systemów wtrysku środków chemicznych są ważne i być może stanowią drogę do sukcesu.Komunikacja między różnymi dyscyplinami ma kluczowe znaczenie;szczególnie ważna jest ścisła komunikacja między chemikami, którzy kontrolują stosowane chemikalia, a inżynierami odwiertu, którzy kontrolują sprzęt używany w odwiercie.Aby zrozumieć złożoność całego procesu, niezbędne jest zrozumienie wyzwań stojących przed różnymi dyscyplinami i uczenie się od siebie nawzajem.

 

Wniosek

 

• Ciągły wtrysk inhibitora kamienia w celu ochrony rury produkcyjnej DHS Vor to elegancka metoda ochrony odwiertu przed kamieniem
• Aby rozwiązać zidentyfikowane wyzwania, następujące zalecenia są następujące:

Należy przeprowadzić dedykowaną procedurę kwalifikacji DHCP.

Metoda kwalifikacji chemicznych zaworów wtryskowych

Metody badania i kwalifikacji funkcjonalności chemicznej

Rozwój metody

Odpowiednie badania materiałów

• Interdyscyplinarna interakcja, w której komunikacja między różnymi zaangażowanymi dyscyplinami ma kluczowe znaczenie dla sukcesu.

 

 

 

Podziękowanie

Autor pragnie podziękować firmie Statoil AS A za zgodę na publikację tej pracy oraz Baker Hughes i Schlumberger za zgodę na wykorzystanie obrazu na ryc.2.

 

Nomenklatura

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DCI DHSV np GOR BHP HPHT ID tj km mm MEG mMD OD SI mTV D U-rurka VPD

= siarczan baru/strontu = węglan wapnia = wtrysk substancji chemicznych do odwiertu =zawór bezpieczeństwa w odwiercie =na przykład =stosunek benzyny = środowisko bezpieczeństwa zdrowotnego =wysokie ciśnienie, wysoka temperatura = średnica wewnętrzna = to znaczy = kilometry = milimetr =glikol monoetylenowy = głębokość zmierzona przez metr = średnica zewnętrzna =inhibitor skali = metr całkowitej głębokości pionowej =Rura w kształcie litery U = środek obniżający ciśnienie pary

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Rysunek 1. Przegląd systemów wtrysku chemikaliów podmorskich i głębinowych w nietypowym polu.Szkic zatłaczania środków chemicznych w górę strumienia DHSV i związane z tym przewidywane wyzwania.DHS V = zawór bezpieczeństwa w odwiercie, PWV = skrzydełkowy zawór procesowy i PM V = główny zawór procesowy.

 

 

Rysunek 2. Szkic nietypowego układu wtrysku substancji chemicznej do odwiertu wraz z trzpieniem i zaworem.System jest podłączony do kolektora powierzchniowego, poprowadzony przez niego i podłączony do wieszaka na rurkę po pierścieniowej stronie rury.Trzpień do wtryskiwania substancji chemicznych jest tradycyjnie umieszczany głęboko w studni w celu zapewnienia ochrony chemicznej.

 

 

Rysunek 3. Typowy schemat bariery odwiertu, gdzie kolor niebieski reprezentuje pierwotną powłokę bariery odwiertu;w tym przypadku rura produkcyjna.Kolor czerwony reprezentuje otoczkę bariery wtórnej;obudowa.Po lewej stronie wskazany jest wtrysk substancji chemicznej, czarna linia z punktem wtrysku do przewodu produkcyjnego w obszarze oznaczonym na czerwono (bariera wtórna).

 

 

Rysunek 4. Dziura w górnej części przewodu wtryskowego 3/8”.Obszar ten pokazano na szkicu schematu nietypowej bariery odwiertu, zaznaczonego pomarańczową elipsą.

 

 

 

 

 

Rysunek 5. Silny atak korozji na 7-calowej 3% rurce chromowanej.Rysunek przedstawia atak korozji po natryskiwaniu inhibitora kamienia z wżerowej linii wtrysku środka chemicznego na rurę produkcyjną.

 

 

Rysunek 6. Zanieczyszczenia znalezione w zaworze wtrysku środka chemicznego.W tym przypadku śmieciami były wióry metalowe, prawdopodobnie powstałe w procesie instalacji, oraz trochę białawych zanieczyszczeń.Badanie białych zanieczyszczeń wykazało, że są to polimery o składzie chemicznym podobnym do wstrzykniętej substancji chemicznej