Linee di iniezione chimica a fondo pozzo: perché falliscono?Esperienze, sfide e applicazione di nuovi metodi di prova

 

Caso

 

Astratto

Statoil opera in diversi campi in cui viene applicata l'iniezione continua di inibitore di incrostazioni nel fondo pozzo.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 il collegamento di campi 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 potenziale di incrostazione al di sopra del packer di produzione;soprattutto nei pozzi che non necessitano di essere spremuti regolarmente a causa del potenziale di incrostazione 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.Pressione, temperatura, regimi di flusso e geometria del sistema possono introdurre sfide per un funzionamento sicuro.Sono state identificate delle sfide nelle linee di iniezione lunghe diversi chilometri dall'impianto di produzione al modello sottomarino e nelle valvole di iniezione nei pozzi.

 

Vengono discusse le esperienze sul campo che mostrano la complessità dei sistemi di iniezione continua downhole per quanto riguarda i problemi di precipitazione e corrosione.Rappresentati studi di laboratorio e applicazione di nuovi metodi per la qualificazione chimica.Vengono affrontate le esigenze di azioni multidisciplinari.

 

introduzione

Statoil opera in diversi campi in cui è stata applicata l'iniezione continua di sostanze chimiche nel fondo pozzo.Ciò comporta principalmente l'iniezione di inibitore di incrostazioni (SI) il cui obiettivo è proteggere il tubo superiore e la valvola di sicurezza del fondo pozzo (DHSV) da (Ba/Sr) SO4orCaCO;scala.In alcuni casi l'emulsionatore viene iniettato nel pozzo per avviare il processo di separazione il più profondamente possibile nel pozzo a una temperatura relativamente elevata.

 

L'iniezione continua di inibitore di incrostazioni downhole è una soluzione tecnicamente appropriata per proteggere la parte superiore dei pozzi che presentano 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 incrostazione nel pozzo vicino;o nei casi in cui la compressione delle incrostazioni può essere difficile e costosa da eseguire su base regolare, ad esempio il collegamento di campi sottomarini.

 

Statoil ha esteso l'esperienza sull'iniezione chimica continua ai sistemi topside 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;quali la selezione dei materiali, la qualificazione chimica e il monitoraggio.Pressione, temperatura, regimi di flusso e geometria del sistema possono introdurre sfide per un funzionamento sicuro.Sono state identificate le sfide nelle lunghe linee di iniezione (diversi chilometri) dall'impianto di produzione al modello sottomarino e nelle valvole di iniezione nei pozzi;Fig. 1.Alcuni sistemi di iniezione hanno funzionato secondo i piani, mentre altri hanno fallito per vari motivi.Sono previsti numerosi nuovi sviluppi sul campo per l'iniezione chimica nel pozzo (DHCI);Tuttavia;in alcuni casi l'attrezzatura non è stata ancora completamente qualificata.

 

L'applicazione del DHCI è un compito complesso.Implica 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.La sostanza chimica verrà pompata dalla parte superiore attraverso la linea di iniezione chimica fino all'attrezzatura di completamento e giù nel pozzo.Pertanto, nella pianificazione ed esecuzione di questo tipo di progetto, la cooperazione tra diverse discipline è cruciale.È necessario valutare 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 temi relativi alla chimica dei pozzi, alla selezione dei materiali, alla garanzia del flusso e alla gestione dei prodotti chimici di produzione.Le sfide possono essere l'uso delle armi chimiche o la stabilità della temperatura, la corrosione e in alcuni casi l'effetto del vuoto dovuto alla pressione locale e agli effetti del flusso nella linea di iniezione chimica.Oltre a questi, condizioni quali alta pressione, alta temperatura, elevata velocità di gas, elevato potenziale di incrostazione, ombelicale a lunga distanza e punto di iniezione profondo nel pozzo, comportano diverse sfide e requisiti tecnici 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 valvola di iniezione chimica stessa non funzioni.

 

Negli ultimi anni sono state affrontate diverse sfide riguardanti le linee di iniezione chimica downhole.In questo articolo vengono forniti alcuni esempi di queste esperienze.Il documento discute le sfide e le misure adottate per risolvere i problemi legati alle linee DHCI.Vengono forniti due casi clinici;uno sulla corrosione e uno sul re delle armi chimiche.Vengono discusse le esperienze sul campo che mostrano la complessità dei sistemi di iniezione continua downhole per quanto riguarda i problemi di precipitazione e corrosione.

 

Vengono inoltre presi in considerazione studi di laboratorio e applicazione di nuovi metodi per la qualificazione chimica;come pompare la sostanza chimica, potenziale di incrostazione e prevenzione, applicazione di attrezzature complesse e in che modo la sostanza chimica influirà sul sistema superiore quando la sostanza chimica verrà prodotta nuovamente.I criteri accettati per l'applicazione chimica riguardano questioni ambientali, efficienza, capacità di stoccaggio in superficie, velocità della pompa, possibilità di utilizzare la pompa esistente, ecc. Le raccomandazioni tecniche devono essere basate sulla compatibilità dei fluidi e dei prodotti chimici, sul rilevamento dei residui, sulla compatibilità dei materiali, sulla progettazione ombelicale sottomarina, sul sistema di dosaggio chimico. e materiali nei dintorni di queste linee.Potrebbe essere necessario inibire la sostanza chimica con idrati per evitare 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 esiste una lista di controllo di quali sostanze chimiche possono essere applicate in ciascun 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 sottomarina ombelicale e 1-3 km di profondità nel pozzo.Pertanto, anche la stabilità della temperatura è importante.Potrebbe essere necessario prendere in considerazione anche la valutazione degli effetti a valle, ad esempio nelle raffinerie.

 

Sistemi di iniezione chimica downhole

 

Costi-benefici

 

L'iniezione continua di inibitore di incrostazioni nel pozzo per proteggere il DHS o i tubi di produzione potrebbe essere economicamente vantaggiosa rispetto alla spremitura del pozzo con inibitore di incrostazioni.Questa applicazione riduce il potenziale di danni alla formazione rispetto ai trattamenti di compressione delle incrostazioni, riduce il rischio di problemi di processo dopo la compressione delle incrostazioni e offre la possibilità di controllare la velocità di iniezione chimica dal sistema di iniezione della parte superiore.Il sistema di iniezione può essere utilizzato anche per iniettare in modo continuo altre sostanze chimiche nel pozzo e può quindi ridurre altre sfide che potrebbero verificarsi più a valle dell’impianto di processo.

 

È stato condotto uno studio completo sviluppando una strategia su scala downhole del campo Oseberg S.La principale preoccupazione su scala era CaCO;incrostazioni nel tubo superiore e possibile guasto del DHSV.Le considerazioni sulla strategia di gestione della scala di Oseberg S hanno concluso che nell'arco di un periodo di tre anni, la DHCI si è rivelata la soluzione più efficiente in termini di costi nei pozzi in cui funzionavano le linee di iniezione chimica.Il principale elemento di costo rispetto alla tecnica concorrente dello scale squeeze era il petrolio differito piuttosto che il costo chimico/operativo.Per l'applicazione dell'inibitore di incrostazioni nel gas lift, il fattore principale del costo chimico era l'elevata velocità di gas lift che portava ad un'elevata concentrazione di SI, poiché la concentrazione doveva essere bilanciata con la velocità di gas lift per evitare il re della pistola chimica.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 dal CaCO;ridimensionamento.

 

Sistema di iniezione continua e valvole

 

Le soluzioni di completamento esistenti che utilizzano sistemi di iniezione chimica continua devono affrontare sfide per prevenire l'ostruzione delle linee capillari.Tipicamente il sistema di iniezione è costituito da una linea capillare, con diametro esterno (OD) di 1/4" o 3/8", collegata a un collettore di superficie, alimentata e collegata al supporto del tubo sul lato anulare del tubo.La linea capillare è fissata al diametro esterno del tubo di produzione tramite speciali fascette per collare e corre all'esterno del tubo fino al mandrino di iniezione chimica.Il mandrino viene 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 i problemi.

 

Nella 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 pupazzo che cavalca una molla.La forza della molla imposta e prevede la pressione richiesta 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 che siano installate due valvole di ritegno.Una valvola costituisce la barriera primaria che impedisce ai fluidi del pozzo di entrare nella linea capillare.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 nel caso in cui la pressione idrostatica all'interno della linea capillare sia maggiore della pressione del pozzo nel punto di iniezione della sostanza chimica all'interno della tubazione di produzione.

 

Oltre alle due valvole di ritegno, normalmente è presente un filtro in linea, il cui scopo è garantire che nessun detrito di alcun 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 eliminati aumentando la portata all'interno della linea capillare, in modo che le valvole di ritegno si aprano volontariamente.

 

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 finché il flusso di sostanze chimiche non avrà accumulato 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 con valvola di ritegno, minore è l'area di flusso stabilita quando la valvola di ritegno si apre e il sistema cerca di raggiungere condizioni di equilibrio.

 

Le valvole di iniezione chimica hanno una pressione di apertura relativamente bassa;e qualora la pressione del tubo nel punto di ingresso delle sostanze chimiche diventi inferiore alla somma della pressione idrostatica delle sostanze chimiche all'interno della linea capillare più la pressione di apertura della valvola di ritegno, si verificherà un quasi vuoto o un vuoto nella parte superiore della linea capillare.Quando l'iniezione della sostanza chimica si interrompe o il flusso della sostanza chimica è basso, inizieranno a verificarsi condizioni di quasi vuoto nella sezione superiore della linea capillare.

 

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 iniezioni, in genere i solventi utilizzati in questi tipi di applicazioni evaporano causando effetti che non sono stati completamente esplorati.Questi effetti sono la precipitazione di solidi, ad esempio polimeri, quando il solvente evapora.

 

Inoltre, le celle galvaniche possono essere formate nella fase di transizione tra la superficie fluida della sostanza chimica e la fase gassosa quasi sotto vuoto riempita di vapore sopra.Ciò può portare a corrosione per vaiolatura locale all'interno della linea capillare a causa della maggiore aggressività della sostanza chimica in queste condizioni.Scaglie o cristalli di sale che si formano come una pellicola all'interno della linea capillare quando il suo interno si asciuga potrebbero inceppare o ostruire la linea capillare.

 

Beh, filosofia della barriera

 

Quando si progettano soluzioni robuste per pozzi, Statoil richiede che la sicurezza del pozzo sia sempre attiva durante il ciclo di vita del pozzo.Pertanto, Statoil richiede che vi siano due barriere per pozzi indipendenti e intatte.La Fig. 3 mostra uno schema atipico 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 barriera secondario;l'involucro.Sul lato sinistro dello schizzo l'iniezione chimica è indicata come una linea nera con il punto di iniezione nel tubo di produzione nell'area contrassegnata in rosso (barriera secondaria).Introducendo sistemi di iniezione chimica nel pozzo, vengono messe a repentaglio sia le barriere primarie che quelle secondarie.

 

Case History sulla corrosione

 

Sequenza degli eventi

 

L'iniezione chimica downhole di un inibitore delle 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 sulla parte superiore e sottomarina.Il ricompletamento del pozzo è stato seguito dall'installazione di DHCIpointat2446mMD, Fig.3.L'iniezione nel pozzo dell'inibitore delle incrostazioni nella parte 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 l'indagine era in corso.

 

La tubazione di produzione è stata tirata e studiata nei minimi dettagli.L'attacco corrosivo era limitato a un lato del tubo e alcuni giunti dei tubi erano così corrosi da formare dei fori.L'acciaio al cromo al 3% di circa 8,5 mm di spessore si è disintegrato in meno di 8 mesi.La corrosione principale si è verificata nella sezione superiore del pozzo, dalla testa del pozzo fino a circa 380 m MD, e i giunti dei tubi corrosi peggiori sono stati trovati 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 diametro esterno dei tubi.

 

Anche l'involucro del 9-5/8'' è stato tagliato e tirato e sono stati osservati effetti simili;con corrosione nella parte superiore del pozzo solo da un lato.La perdita indotta è stata causata dallo scoppio della sezione indebolita dell'involucro.

 

Il materiale della linea di iniezione chimica era la lega 825.

 

Qualificazione chimica

 

Le proprietà chimiche e i test di corrosione sono obiettivi importanti nella qualificazione degli inibitori delle incrostazioni e l'inibitore delle incrostazioni vero e proprio è stato qualificato e utilizzato nelle applicazioni superiori e sottomarine per diversi anni.Il motivo per applicare l'effettivo prodotto chimico al fondo pozzo era il miglioramento delle proprietà ambientali sostituendo il prodotto chimico esistente al fondo pozzo. Tuttavia, l'inibitore delle incrostazioni era stato utilizzato solo a temperature ambientali della superficie superiore e del fondale marino (4-20 ℃).Una volta iniettata nel pozzo, la temperatura della sostanza chimica poteva raggiungere i 90°C, ma a questa temperatura non erano stati eseguiti ulteriori test.

 

Il fornitore di prodotti chimici ha effettuato i test iniziali di corrosività e i risultati hanno mostrato 2-4 mm/anno per l'acciaio al carbonio ad alta temperatura.Durante questa fase il coinvolgimento della competenza tecnica materiale dell'operatore è stato minimo.L'operatore ha successivamente eseguito nuovi test dimostrando che l'inibitore delle incrostazioni era altamente corrosivo per i materiali nei tubi e negli involucri di produzione, con tassi di corrosione superiori a 70 mm/anno.Il materiale della linea di iniezione chimica, Lega 825, non è stato testato contro l'inibitore di incrostazioni prima dell'iniezione.La temperatura del pozzo può raggiungere i 90°C e in queste condizioni avrebbero dovuto essere eseguiti test adeguati.

 

L'indagine ha inoltre rivelato che l'inibitore del calcare 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 ai valori di pH specificati.

 

Interpretazione dei risultati

 

La linea di iniezione (Fig.3) è costruita per fornire una pressione idrostatica dell'inibitore di incrostazioni che supera la pressione nel pozzo nel punto di iniezione.L'inibitore viene iniettato ad una pressione più elevata di 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 rispetto al pozzo.Potrebbero quindi verificarsi vuoto o 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.Esperimenti di laboratorio eseguiti sui coupon hanno confermato questa teoria.Nei pozzi in cui si sono verificate perdite, tutti i fori nelle 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 di inibitore del calcare dal punto di perdita di 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 bucherellata sull'involucro e sui tubi e si sono verificate perdite.Non sono state prese in considerazione eventuali conseguenze secondarie di perdite nella linea di iniezione.Si è concluso che la corrosione dell'involucro e dei tubi era il risultato di inibitori concentrati di incrostazioni depositati dalla linea capillare bucherellata sull'involucro e sui tubi, Fig.5.

 

In questo caso c'era stato un mancato coinvolgimento degli ingegneri competenti in materia.La corrosività della sostanza chimica sulla linea DHCI non era stata testata e non erano stati valutati gli effetti secondari dovuti alle perdite;ad esempio se i materiali circostanti potrebbero tollerare l'esposizione chimica.

 

La storia del re delle armi chimiche

 

Sequenza degli eventi

 

La strategia di prevenzione delle incrostazioni per un campo HP HT prevedeva l'iniezione continua di inibitore delle incrostazioni a monte della valvola di sicurezza del fondo pozzo.Nel pozzo è stato identificato un grave potenziale di incrostazione del carbonato di calcio.Una delle sfide era l’alta temperatura e gli elevati tassi di produzione di gas e condensa combinati con un basso tasso di produzione di acqua.Il problema dell'iniezione di un inibitore di incrostazioni era che il solvente sarebbe stato rimosso dall'elevato tasso di produzione di gas e che la sostanza chimica sarebbe stata lanciata 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, compreso il comportamento nel sistema di processo della parte superiore (bassa temperatura).La preoccupazione principale era la precipitazione dell'inibitore del calcare stesso nei tubi di produzione a causa dell'elevata portata di gas.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 tramite il manometro 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 ragioni di guasto.Come si può vedere nella Fig.6, è stata trovata una quantità significativa di precipitato e l'analisi chimica ha mostrato che parte di questo era un inibitore del calcare.Il precipitato si trovava sulla guarnizione e non è stato possibile azionare l'otturatore e la valvola.

 

Il guasto della valvola è stato causato da detriti all'interno del sistema di valvole che impedivano alle valvole di ritegno di consumare la sede metallo su 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 individuati dei detriti bianchi su entrambe le valvole di ritegno, soprattutto sul retro delle valvole.Questo è il lato a bassa pressione, cioè il lato che sarà sempre in contatto con i fluidi del pozzo.Inizialmente, si credeva che si trattasse di detriti provenienti dal pozzo di produzione poiché le valvole erano rimaste aperte ed esposte ai fluidi del pozzo.Ma l’esame dei detriti ha dimostrato che si trattava di polimeri con una chimica simile a quella della sostanza chimica utilizzata come inibitore delle incrostazioni.Ciò ha attirato 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 prodotti chimici adatti per mitigare i vari problemi di produzione.Nella qualificazione dell’inibitore di incrostazioni per iniezione continua downhole sono state effettuate le seguenti prove:

• Stabilità del prodotto
• Invecchiamento termico
• Prove di prestazione dinamica
• Compatibilità con l'inibitore della formazione di acqua e idrati (MEG)
• Test statico e dinamico del re delle armi
• Informazioni sulla ridissoluzione acqua, prodotti chimici freschi e MEG

 

La sostanza chimica verrà iniettata a un dosaggio predeterminato, ma la produzione di acqua non sarà necessariamente costante, ovvero a colpi d'acqua.Tra i residui d'acqua, quando la sostanza chimica entra nel pozzo, verrà accolta da un flusso caldo e veloce di gas idrocarburo.Questo è simile all'iniezione di un inibitore del calcare in un'applicazione di sollevamento del gas (Fleming et al.2003). Insieme a

A causa dell'elevata temperatura del gas, il rischio di rimozione del solvente è estremamente elevato e il Gun King potrebbe 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 pressione di vapore e altri depressori della pressione di vapore (VPD). In caso di blocco parziale, il flusso dell'acqua di formazione, il MEG e/o la sostanza chimica fresca devono essere in grado di rimuovere o ri-sciogliere la sostanza chimica disidratata o eliminata.

 

In questo caso è stato progettato un nuovo banco di prova di laboratorio per replicare le condizioni di flusso vicino alle porte di iniezione in un sistema di produzione HP/HTg.I risultati dei test dinamici del Gun King dimostrano che nelle condizioni applicative proposte è stata registrata una significativa perdita di solvente.Ciò potrebbe portare a un rapido retaggio delle armi e al possibile 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 al rilevamento della fuoriuscita di acqua.

 

La qualificazione dell'inibitore delle incrostazioni per l'iniezione continua nel fondo pozzo si è concentrata principalmente sullo strippaggio del solvente e sulla pistola dell'inibitore nel punto di iniezione e nella linea di flusso, ma il potenziale della pistola nella valvola di iniezione stessa non è stata valutata.La valvola di iniezione probabilmente si è guastata a causa della significativa perdita di solvente e della pistola rapida, Fig.6. I risultati mostrano che è importante avere una visione olistica del sistema;non concentrarsi solo sulle sfide produttive, ma anche sulle sfide legate all'iniezione della sostanza chimica, ovvero sulla 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 sottomarina erano bloccate dalla formazione di idrati all'interno della linea a causa dell'invasione di gas dai fluidi prodotti. nella linea tramite 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 di idrati (ad esempio glicole) a tutti gli inibitori delle incrostazioni a base di acqua da iniettare nei modelli sottomarini.Sono state prese in considerazione anche la stabilità chimica, la viscosità e la compatibilità (liquidi e materiali).Questi requisiti sono stati ulteriormente integrati nel sistema Statoil e includono l'iniezione chimica nel pozzo.

 

Durante la fase di sviluppo del campo S di Oseberg è stato deciso che tutti i pozzi sarebbero stati completati con sistemi DHC I (Fleming et al.2006). L'obiettivo era prevenire la formazione di incrostazioni di CaCO； nel tubo superiore mediante iniezione SI.Una delle maggiori sfide per quanto riguarda le linee di iniezione chimica è stata quella di garantire la comunicazione tra la superficie e lo scarico del pozzo.Il diametro interno della linea di iniezione chimica si è ristretto da 7 mm a 0,7 mm (ID) attorno alla valvola di sicurezza dell'anello a causa delle limitazioni 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 ostruite, ma il motivo non è stato compreso.I treni di vari fluidi (glicole, greggio, condensato, xilene, inibitore di incrostazioni, acqua ecc.) sono stati testati in laboratorio per viscosità e compatibilità e pompati in avanti e in flusso inverso per aprire le linee;tuttavia, non è stato possibile pompare l'inibitore del calcare target fino alla valvola di iniezione della sostanza chimica.Inoltre, sono state osservate complicazioni con la precipitazione dell'inibitore delle incrostazioni fosfonate insieme alla salamoia di completamento CaCl z residua in un pozzo e al re dell'inibitore delle incrostazioni all'interno di un pozzo con un elevato rapporto di gasolio e un basso taglio dell'acqua (Fleming et al.2006)

 

Lezioni imparate

 

Sviluppo del metodo di prova

 

Le principali lezioni apprese dal fallimento dei sistemi DHC I riguardano l’efficienza tecnica dell’inibitore delle incrostazioni e non la funzionalità e l’iniezione chimica.L'iniezione superiore e l'iniezione sottomarina hanno funzionato bene nel tempo;tuttavia, l'applicazione è stata estesa all'iniezione chimica nel pozzo senza un corrispondente aggiornamento dei metodi di qualificazione chimica.L'esperienza di Statoil derivante dai due casi sul campo presentati è che la documentazione regolamentare o le linee guida 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.

 

Potrebbe verificarsi l'evaporazione della sostanza chimica nel tubo di produzione (come osservato nel caso del Gun King) e nel tubo di iniezione (un'interfaccia transitoria è stata identificata nel caso del vuoto). Esiste il rischio che questi precipitati possano essere spostati con il flusso e nella valvola di iniezione e poi nel pozzo.La valvola di iniezione è spesso progettata con un filtro a monte del punto di iniezione, questo è una sfida, poiché in caso di precipitazioni questo filtro potrebbe ostruirsi 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) diversi metodi di laboratorio per esaminare le sostanze chimiche rispetto alle sfide identificate.

• Intasamenti dei filtri e stabilità del prodotto nei sistemi chiusi.
• L'effetto della perdita parziale di solvente sulla corrosività delle sostanze chimiche.
• L'effetto della perdita parziale 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

 

• Ripetuti intasamenti del filtro e scarsa stabilità.
• Formazione di solidi in seguito ad evaporazione parziale da un capillare
• Cambiamenti del pH dovuti 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 come queste differiscono dalle soluzioni sfuse soggette a condizioni simili.Il lavoro di test ha inoltre identificato differenze considerevoli tra il fluido sfuso, le fasi vapore e i 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 regolamentare.Per ciascuna applicazione è stato necessario eseguire test approfonditi sulla corrosività prima di poter implementare l'iniezione dell'inibitore delle 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 un ambito di 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 dei prodotti chimici consiste sia in test che in valutazioni teoriche per ciascuna applicazione.Le specifiche tecniche e i criteri di prova devono essere definiti e stabiliti, ad esempio nell'ambito dell'HSE, della compatibilità dei materiali, della stabilità del prodotto e della qualità del prodotto (particelle).Inoltre, è necessario determinare il punto di congelamento, la viscosità e la compatibilità con altri prodotti chimici, inibitore di idrati, acqua di formazione e il fluido prodotto.Nella tabella 2 è riportato un elenco semplificato dei metodi di prova che potrebbero essere utilizzati per la qualificazione delle sostanze chimiche.

 

L’attenzione e il monitoraggio continui dell’efficienza tecnica, dei tassi di dosaggio e degli aspetti HSE sono importanti.I requisiti di un prodotto possono variare nel corso della vita di un campo o di un impianto di processo; variano in base ai tassi di produzione e alla composizione del fluido.È necessario svolgere un'attività di follow-up con valutazione delle prestazioni, ottimizzazione e/o test di nuove sostanze chimiche

frequentemente per garantire il programma di trattamento ottimale.

 

A seconda della qualità del petrolio, della produzione di acqua e delle sfide tecniche presso l’impianto di produzione offshore, l’uso di prodotti chimici di produzione potrebbe essere necessario per ottenere la qualità dell’esportazione, i requisiti normativi e per gestire l’installazione offshore in modo sicuro.Tutti i campi presentano sfide diverse e i prodotti chimici di produzione necessari varieranno da campo a campo e dagli straordinari.

 

È importante concentrarsi sull'efficienza tecnica delle sostanze chimiche di produzione in un programma di qualificazione, ma è anche molto importante concentrarsi sulle proprietà della sostanza chimica, come stabilità, qualità del prodotto e compatibilità.Compatibilità in questo contesto significa compatibilità con 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 la sfida più grande sono le proprietà della sostanza chimica e non la sfida tecnica.

 

Requisiti speciali

 

Requisiti speciali sulla filtrazione dei prodotti forniti dovrebbero essere applicati per il sistema sottomarino e per l'iniezione continua nel pozzo.I filtri e i filtri nel sistema di iniezione chimica dovrebbero essere forniti in base alle specifiche dell'attrezzatura a valle dal sistema di iniezione superiore, dalle pompe e dalle valvole di iniezione, alle valvole di iniezione del fondo pozzo.Laddove si applica l'iniezione continua di sostanze chimiche nel pozzo, le specifiche del sistema di iniezione chimica dovrebbero basarsi sulla specifica con la massima criticità.Questo forse è il filtro sulla valvola di iniezione del pozzo.

 

Sfide di iniezione

 

Il sistema di iniezione può comportare una distanza di 3-50 km dalla linea di flusso sottomarina ombelicale e 1-3 km di profondità nel pozzo.Le proprietà fisiche come la viscosità e la capacità di pompare le sostanze chimiche sono importanti.Se la viscosità alla temperatura del fondale marino è troppo elevata, può essere difficile pompare la sostanza chimica attraverso la linea di iniezione chimica nel cordone ombelicale sottomarino e fino al punto di iniezione sottomarino o nel pozzo.La viscosità deve essere conforme alle specifiche del sistema alla temperatura di conservazione o operativa prevista.Questo dovrebbe essere valutato caso per caso e dipenderà dal sistema.Poiché la velocità di iniezione chimica della tabella è un fattore di successo nell'iniezione chimica.Per ridurre al minimo il rischio di intasamento della linea di iniezione chimica, le sostanze chimiche presenti in questo sistema devono essere inibite dagli idrati (se potenzialmente presenti idrati).È necessario verificare la compatibilità con i fluidi presenti nel sistema (fluido di conservazione) e con l'inibitore degli idrati.Devono essere superati test di stabilità della sostanza chimica alle temperature effettive (temperatura ambiente più bassa possibile, temperatura ambiente, temperatura sottomarina, temperatura di iniezione).

 

Va inoltre considerato un programma di lavaggio delle linee di iniezione chimica con una determinata frequenza.Può avere un effetto preventivo lavare regolarmente la linea di iniezione chimica con solvente, glicole o prodotti chimici detergenti per rimuovere eventuali depositi prima che si accumuli e possano causare intasamenti della linea.La soluzione chimica scelta del fluido di lavaggio deve essere

compatibile 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 sul campo e delle condizioni del fluido.Nella fase di produzione iniziale, prima della fuoriuscita dell'acqua, le sfide principali possono essere diverse da quelle della fase finale del ciclo di vita, spesso legate all'aumento della produzione di acqua.Il passaggio da un inibitore non acquoso a base di solventi, come un inibitore dell'asfalto, a un prodotto chimico a base di acqua, come un inibitore delle incrostazioni, può creare problemi di compatibilità.È quindi importante concentrarsi sulla compatibilità, sulla qualificazione e sull'utilizzo dei distanziatori quando si prevede di cambiare sostanza chimica nella linea di iniezione chimica.

 

Materiali

 

Per quanto riguarda la compatibilità dei materiali, tutte le sostanze chimiche devono essere compatibili con guarnizioni, elastomeri, guarnizioni e materiali da costruzione utilizzati nel sistema di iniezione chimica e nell'impianto di produzione.Dovrebbe essere sviluppata una procedura di prova per la corrosività delle sostanze chimiche (ad esempio inibitori delle incrostazioni acide) per l'iniezione continua nel pozzo.Per ciascuna applicazione è necessario eseguire test di corrosività approfonditi prima di poter implementare l'iniezione di sostanze chimiche.

 

Discussione

 

Devono essere valutati i vantaggi e gli svantaggi dell’iniezione chimica continua nel fondo pozzo.L'iniezione continua di inibitore del calcare per proteggere il DHS o la tubazione di produzione è un metodo elegante per proteggere il pozzo dal calcare.Come menzionato in questo documento, ci sono diverse sfide legate all'iniezione chimica continua nel fondo pozzo, tuttavia per ridurre il rischio è importante comprendere i fenomeni collegati alla soluzione.

 

Un modo per ridurre il rischio è concentrarsi sullo sviluppo del metodo di prova.Rispetto all'iniezione chimica in superficie o sottomarina, le condizioni nel pozzo sono diverse e più severe.La procedura di qualificazione delle sostanze chimiche per l'iniezione continua di sostanze chimiche nel pozzo deve tenere in considerazione questi cambiamenti delle condizioni.La qualificazione delle sostanze chimiche deve essere effettuata in base al materiale con cui le sostanze chimiche potrebbero entrare in contatto.I requisiti per la qualificazione della compatibilità e i test in condizioni che replichino il più fedelmente possibile le varie condizioni del ciclo di vita del pozzo in cui funzioneranno questi sistemi devono essere aggiornati e implementati.Lo sviluppo del metodo di prova deve essere sviluppato ulteriormente per ottenere test più realistici e rappresentativi.

 

Inoltre, l’interazione tra le sostanze chimiche 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 valvole di iniezione reali come parte dell'attrezzatura di prova e l'esecuzione di test di prestazione dell'inibitore di incrostazioni e del design della valvola come parte del programma di qualificazione.Per qualificare gli inibitori delle incrostazioni, l’attenzione principale è stata in precedenza posta sulle sfide del processo e sull’inibizione delle incrostazioni, ma una buona inibizione delle incrostazioni dipende da un’iniezione stabile e continua.Senza un’iniezione stabile e continua il potenziale di incrostazione aumenterà.Se la valvola di iniezione dell'inibitore delle incrostazioni è sporca e non vi è alcuna iniezione dell'inibitore nel flusso del fluido, il pozzo e le valvole di sicurezza non sono protette dalle incrostazioni e quindi la sicurezza della produzione potrebbe essere compromessa.La procedura di qualificazione deve occuparsi delle sfide legate all'iniezione dell'inibitore delle incrostazioni oltre alle sfide del processo e all'efficienza dell'inibitore delle incrostazioni qualificato.

 

Il nuovo approccio coinvolge diverse discipline e la cooperazione tra le discipline e le rispettive responsabilità devono essere chiarite.In questa applicazione sono coinvolti il ​​sistema di processo della parte superiore, i modelli sottomarini, la progettazione e i completamenti dei pozzi.Le reti multidisciplinari incentrate sullo sviluppo di soluzioni robuste per i sistemi di iniezione chimica sono importanti e forse la strada verso il 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 del pozzo che hanno il controllo delle apparecchiature 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

 

• L'iniezione continua di inibitore del calcare per proteggere il DHS o il tubo di produzione è un metodo elegante per proteggere il pozzo dal calcare
• Per risolvere le sfide identificate, le seguenti raccomandazioni sono:

È necessario eseguire 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

Test 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 consentito l'uso dell'immagine in Fig.2.

 

Nomenclatura

 

(Ba/Sr)SO4 CaCO3 DHCI DHSV per esempio GOR HSE HPHT ID cioè km mm MEG mMD OD SI mTV D Tubo a U VPD

=solfato di bario/stronzio =carbonato di calcio =iniezione chimica nel pozzo =valvola di sicurezza del fondo pozzo =per esempio = rapporto gasolio =ambiente di sicurezza sanitaria =alta pressione alta temperatura =diametro interno = cioè =chilometri =millimetro =monoglicole etilenico = metro di profondità misurata =diametro esterno = inibitore delle incrostazioni = metro di profondità verticale totale =Tubo a forma di U = depressore della tensione di vapore

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Figura 1. Panoramica dei sistemi di iniezione chimica sottomarina e di fondo pozzo in campo atipico.Schizzo dell'iniezione chimica a monte del DHSV e relative sfide attese.DHS V=valvola di sicurezza fondo pozzo, PWV=valvola ad ala di processo e PM V=valvola principale di processo.

 

 

Figura 2. Schizzo di un sistema atipico di iniezione chimica a fondo pozzo con mandrino e valvola.Il sistema è collegato al collettore di superficie, alimentato e collegato al supporto del tubo sul lato anulare del tubo.Il mandrino per l'iniezione chimica viene tradizionalmente posizionato in profondità nel pozzo con l'intento 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 barriera secondario;l'involucro.Sul lato sinistro è indicata l'iniezione chimica, linea nera con punto di iniezione nel tubo di produzione nell'area contrassegnata in rosso (barriera secondaria).

 

 

Figura 4. Foro bucato presente nella sezione superiore della linea di iniezione da 3/8”.L'area è mostrata nello schizzo di uno schema atipico della barriera del pozzo, contrassegnato da un'ellisse arancione.

 

 

 

 

 

Figura 5. Grave attacco di corrosione sul tubo da 7” al 3% di cromo.La figura mostra l'attacco corrosivo dopo che l'inibitore del calcare è stato spruzzato dalla linea di iniezione chimica bucherellata sui tubi di produzione.

 

 

Figura 6. Detriti trovati nella valvola di iniezione chimica.I detriti in questo caso erano trucioli metallici, probabilmente derivanti dal processo di installazione, oltre ad alcuni detriti biancastri.L'esame dei detriti bianchi ha dimostrato che si trattava di polimeri con una chimica simile a quella della sostanza chimica iniettata