Linie do wstrzykiwania chemikaliów w dół - dlaczego zawodzą?Doświadczenia, wyzwania i zastosowanie nowych metod badawczych
Prawa autorskie 2012, Towarzystwo Inżynierów Naftowych
Abstrakcyjny
Statoil operuje na kilku polach, na których stosuje się ciągłe wtryskiwanie inhibitora kamienia kotłowego.Celem jest ochrona górnego przewodu i zaworu bezpieczeństwa przed (Ba/Sr) SO4 lub CaCO;skali, w przypadkach, w których regularne wyciskanie łuski może być trudne i kosztowne, np. przyłączanie pól podwodnych.
Ciągłe wtłaczanie do odwiertu inhibitora kamienia kotłowego jest technicznie odpowiednim rozwiązaniem chroniącym górną rurę i zawór bezpieczeństwa w odwiertach, które mają potencjał osadzania się kamienia powyżej pakowarki produkcyjnej;zwłaszcza w odwiertach, które nie wymagają regularnego ubijania ze względu na potencjał skalowania 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.Wyzwania zidentyfikowano w kilkukilometrowych liniach wtryskowych od zakładu produkcyjnego do szablonu podwodnego oraz w zaworach wtryskowych w odwiertach.
Omówiono doświadczenia terenowe pokazujące złożoność otworowych systemów ciągłego wtrysku w odniesieniu do problemów związanych z opadami atmosferycznymi i korozją.Przedstawiono badania laboratoryjne i zastosowanie nowych metod kwalifikacji chemicznej.Uwzględniono potrzeby działań multidyscyplinarnych.
Wstęp
Statoil operuje na kilku polach, na których zastosowano drążony ciągły wtrysk chemikaliów.Obejmuje to głównie wtryskiwanie inhibitora kamienia kotłowego (SI), którego celem jest ochrona górnej rury i zaworu bezpieczeństwa w odwiercie (DHSV) przed (Ba/Sr) SO4 lub CaCO;skala.W niektórych przypadkach rozbijacz emulsji jest wtryskiwany do odwiertu, aby rozpocząć proces separacji tak głęboko, jak to możliwe w odwiercie przy stosunkowo wysokiej temperaturze.
Ciągłe wtłaczanie do odwiertu inhibitora kamienia kotłowego jest technicznie odpowiednim rozwiązaniem do ochrony górnej części odwiertów, które mają potencjał osadzania się kamienia powyżej pakera produkcyjnego.Ciągłe zatłaczanie może być zalecane zwłaszcza w odwiertach, które nie muszą być ściskane ze względu na niski potencjał skalowania w pobliżu odwiertu;lub w przypadkach, gdy regularne wyciskanie kamienia może być trudne i kosztowne, np. łączenie pól podmorskich.
Statoil ma rozszerzone doświadczenie w zakresie ciągłego wtrysku chemikaliów do systemów powierzchniowych i szablonów podmorskich, ale nowym wyzwaniem jest przeniesienie punktu wtrysku głębiej w odwiert.Projektowanie, obsługa i konserwacja linii wtrysku chemikaliów wymaga szczególnego skupienia się na kilku tematach;takich jak dobór materiałów, kwalifikacja chemiczna i monitorowanie.Ciśnienie, temperatura, reżimy przepływu i geometria systemu mogą stanowić wyzwanie dla bezpiecznej eksploatacji.Zidentyfikowano wyzwania związane z długimi (kilkukilometrowymi) liniami wtryskowymi z zakładu produkcyjnego do szablonu podwodnego i do zaworów wtryskowych w odwiertach;Ryc.1.Niektóre układy wtryskowe działały zgodnie z planem, podczas gdy inne z różnych przyczyn zawiodły.Planowanych jest kilka nowych prac polowych w zakresie iniekcji chemicznej w odwiert (DHCI);Jednakże;w niektórych przypadkach sprzęt nie został jeszcze w pełni zakwalifikowany.
Zastosowanie DHCP jest złożonym zadaniem.Obejmuje wykonanie i projekty odwiertów, chemię odwiertów, system powierzchniowy i system dozowania chemikaliów procesu powierzchniowego.Substancja chemiczna będzie pompowana z góry przez linię wtrysku substancji chemicznej do sprzętu uzupełniającego i w dół do odwiertu.Dlatego w planowaniu i realizacji tego typu projektów kluczowa jest współpraca kilku dyscyplin.Należy ocenić różne kwestie i ważna jest dobra komunikacja podczas projektowania.Zaangażowani są inżynierowie procesowi, inżynierowie podwodni i inżynierowie zajmujący się chemią odwiertów, wyborem materiałów, zapewnieniem przepływu i zarządzaniem chemią produkcyjną.Wyzwaniem może być król pistoletu chemicznego lub stabilność temperatury, korozja, aw niektórych przypadkach efekt podciśnienia z powodu lokalnych efektów ciśnienia i przepływu w linii wtrysku chemikaliów.Oprócz tego warunki takie jak wysokie ciśnienie, wysoka temperatura, duża szybkość gazu, duży potencjał skalowania，dalekiego zasięgu pępowinowego i głębokiego punktu wtrysku w odwiercie, stwarzają różne wyzwania techniczne i wymagania dotyczące wstrzykiwanej substancji chemicznej i zaworu wtryskowego.
Przegląd systemów DHCI zainstalowanych w operacjach Statoil pokazuje, że doświadczenia nie zawsze były pomyślne.Wyzwania różnią się w zależności od pola, a problem niekoniecznie polega na tym, że sam zawór wtrysku chemikaliów nie działa.
W ostatnich latach pojawiło się kilka wyzwań związanych z odwiertowymi liniami wtrysku chemikaliów.W tym artykule podano kilka przykładów z tych doświadczeń.W artykule omówiono wyzwania i działania podjęte w celu rozwiązania problemów związanych z liniami DHCI.Podano dwie historie przypadków;jeden o korozji i jeden o królu broni chemicznej.Omówiono doświadczenia terenowe pokazujące złożoność otworowych systemów ciągłego wtrysku w odniesieniu do problemów związanych z opadami atmosferycznymi i korozją.
Rozważane są również badania laboratoryjne i zastosowanie nowych metod kwalifikacji chemicznej;jak pompować chemikalia, skalowanie potencjału i zapobieganie, stosowanie złożonego sprzętu i jak chemikalia będą wpływać na system na powierzchni, gdy chemikalia będą ponownie produkowane.Akceptowane kryteria stosowania substancji chemicznych obejmują kwestie środowiskowe, wydajność, pojemność magazynową na powierzchni, wydajność pompy, możliwość zastosowania istniejącej pompy itp. Zalecenia techniczne muszą opierać się na kompatybilności płynów i chemikaliów, wykrywaniu pozostałości, kompatybilności materiałowej, konstrukcji pępowiny podwodnej, systemie dozowania chemikaliów i materiałów w otoczeniu tych linii.Substancja chemiczna może wymagać inhibicji hydratów, aby zapobiec zatkaniu linii wtrysku przed wnikaniem gazu, a substancja chemiczna nie może zamarzać podczas transportu i przechowywania.Istniejące wewnętrzne wytyczne zawierają listę kontrolną, które środki chemiczne można stosować w każdym punkcie systemu. Istotne są właściwości fizyczne, takie jak lepkość.System zatłaczania może oznaczać odległość 3-50 km pępowinowej linii przepływu podmorskiego i 1-3 km w dół do studni.Dlatego ważna jest również stabilność temperaturowa.Konieczne może być również rozważenie oceny dalszych skutków, np. w rafineriach.
Systemy wstrzykiwania chemikaliów w odwierty
Korzyść kosztowa
Ciągłe wstrzykiwanie inhibitora kamienia kotłowego do odwiertu w celu ochrony DHS Vor rurki produkcyjne mogą być opłacalne w porównaniu do ściskania odwiertu inhibitorem kamienia kotłowego.Ta aplikacja zmniejsza możliwość uszkodzenia formacji w porównaniu do zabiegów zgniatania zgorzeliny, zmniejsza potencjalne problemy procesowe po zgnieceniu zgorzeliny i daje możliwość kontrolowania szybkości wtrysku chemikaliów z górnego systemu wtrysku.System wstrzykiwania może być również używany do ciągłego wstrzykiwania innych chemikaliów do odwiertu i może w ten sposób zmniejszyć inne wyzwania, które mogą wystąpić w dalszej części zakładu przetwórczego.
Przeprowadzono kompleksowe badanie, opracowując strategię w skali otworowej dla złoża Oseberg S lub.Głównym problemem związanym ze skalą był CaCO ;osadzanie się kamienia w górnym przewodzie i możliwa awaria DHSV.Rozważania na temat Oseberg S lub strategii zarządzania skalą wykazały, że w okresie trzech lat DHCI było najbardziej opłacalnym rozwiązaniem w odwiertach, w których funkcjonowały linie wtrysku chemikaliów.Głównym elementem kosztowym w odniesieniu do konkurencyjnej techniki wyciskania kamienia był odroczony olej, a nie koszt chemiczny/operacyjny.W przypadku zastosowania inhibitora kamienia kotłowego w podnośniku gazowym głównym czynnikiem wpływającym na koszt chemikaliów był wysoki współczynnik wzniosu gazu prowadzący do wysokiego stężenia SI, ponieważ stężenie musiało być zrównoważone z szybkością wzniosu gazu, aby uniknąć króla broni chemicznej.W przypadku dwóch odwiertów na Oseberg S lub z dobrze funkcjonującymi liniami DHC I wybrano tę opcję w celu ochrony DHS V przed CaCO;skalowanie.
System ciągłego wtrysku i zawory
Istniejące rozwiązania do uzupełniania, wykorzystujące systemy ciągłego wtrysku chemikaliów, napotykają trudności związane z zapobieganiem zatykaniu linii kapilarnych.Zazwyczaj system wtrysku składa się z przewodu kapilarnego o średnicy zewnętrznej (OD) 1/4” lub 3/8”, podłączonego do kolektora powierzchniowego, przechodzącego przez rurkę i połączonego z wieszakiem na rurkę po pierścieniowej stronie rurki.Linia kapilarna jest przymocowana do zewnętrznej średnicy rurki produkcyjnej za pomocą specjalnych zacisków kołnierza rurki i biegnie na zewnątrz rurki aż do trzpienia wtrysku chemikaliów.Trzpień jest tradycyjnie umieszczany przed DHS V lub głębiej w odwiercie z zamiarem zapewnienia wstrzykniętej substancji chemicznej wystarczającej dyspersji i umieszczenia substancji chemicznej tam, gdzie występują wyzwania.
Przy zaworze wtrysku chemikaliów, Rys. 2, mały wkład o średnicy około 1,5 cala zawiera zawory zwrotne, które zapobiegają przedostawaniu się płynów z odwiertu do przewodu kapilarnego.To po prostu mały grzybek poruszający się na sprężynie.Siła sprężyny ustawia i przewiduje ciśnienie wymagane do otwarcia grzybka z gniazda uszczelniającego.Kiedy chemikalia zaczynają płynąć, grzybek jest podnoszony 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 dostać się do linii kapilarnej.Drugi zawór zwrotny ma nietypowe ciśnienie otwarcia 130-250 barów i jest znany jako system zapobiegania U-rurce.Zawór ten zapobiega swobodnemu przepływowi substancji chemicznej wewnątrz linii kapilarnej do odwiertu, gdyby ciśnienie hydrostatyczne wewnątrz linii kapilarnej było większe niż ciśnienie w odwiercie w punkcie wtrysku substancji chemicznej wewnątrz rurociągu produkcyjnego.
Oprócz dwóch zaworów zwrotnych zwykle występuje filtr liniowy, którego celem jest zapewnienie, że żadne zanieczyszczenia nie mogłyby zagrozić możliwościom uszczelnienia systemów zaworów zwrotnych.
Rozmiary opisywanych zaworów zwrotnych są raczej niewielkie, a czystość wtryskiwanego płynu ma zasadnicze znaczenie dla ich funkcjonalności.Uważa się, że zanieczyszczenia w systemie można wypłukiwać, zwiększając natężenie przepływu wewnątrz przewodu kapilarnego, tak aby zawory zwrotne samowolnie się otworzyły.
Kiedy zawór zwrotny otwiera się, ciśnienie przepływu gwałtownie spada i rozchodzi się w górę linii kapilarnej, aż ciśnienie ponownie wzrośnie.Zawór zwrotny zamknie się, dopóki przepływ chemikaliów nie wytworzy ciśnienia wystarczającego do otwarcia zaworu;wynikiem są oscylacje ciśnienia w układzie zaworu zwrotnego.Im wyższe ciśnienie otwarcia ma system zaworu zwrotnego, tym mniejsza powierzchnia przepływu jest ustalana, gdy zawór zwrotny otwiera się, a system próbuje osiągnąć warunki równowagi.
Zawory wtrysku chemikaliów mają stosunkowo niskie ciśnienie otwarcia;a jeśli ciśnienie w rurze w punkcie wlotu chemikaliów spadnie poniżej sumy ciśnienia hydrostatycznego chemikaliów wewnątrz linii kapilarnej plus ciśnienie otwarcia zaworu zwrotnego, w górnej części linii kapilarnej wystąpi podciśnienie lub podciśnienie.Kiedy wstrzykiwanie chemikaliów zostanie zatrzymane lub przepływ chemikaliów będzie niski, w górnej części linii kapilarnej zaczną pojawiać się warunki zbliżone do próżni.
Poziom podciśnienia zależy od ciśnienia w odwiercie, ciężaru właściwego wstrzykniętej mieszaniny chemicznej użytej wewnątrz linii kapilarnej, ciśnienia otwarcia zaworu zwrotnego w punkcie wstrzyknięcia oraz natężenia przepływu substancji chemicznej wewnątrz linii kapilarnej.Warunki w odwiercie będą się zmieniać w czasie eksploatacji pola, a zatem potencjał podciśnienia będzie się również zmieniał w czasie.Ważne jest, aby zdawać sobie sprawę z tej sytuacji, aby podjąć odpowiednią decyzję i podjąć środki ostrożności, zanim pojawią się oczekiwane wyzwania.
W połączeniu z niskimi prędkościami wtrysku rozpuszczalniki stosowane w tego typu zastosowaniach zazwyczaj odparowują, powodując efekty, które nie zostały w pełni zbadane.Efekty te to król broni lub wytrącanie się ciał stałych, na przykład polimerów, podczas odparowywania rozpuszczalnika.
Ponadto ogniwa galwaniczne mogą powstawać w fazie przejściowej między płynną powierzchnią substancji chemicznej a wypełnioną parą fazą gazową o bliskiej próżni powyżej.Może to prowadzić do miejscowej korozji wżerowej wewnątrz linii kapilarnej w wyniku zwiększonej agresywności substancji chemicznej w tych warunkach.Płatki lub kryształki soli tworzące film wewnątrz przewodu kapilarnego podczas wysychania jego wnętrza mogą zablokować lub zatkać przewód kapilarny.
Cóż, filozofia bariery
Projektując solidne rozwiązania odwiertów, Statoil wymaga, aby bezpieczeństwo odwiertów było zapewnione przez cały czas ich eksploatacji.W związku z tym Statoil wymaga, aby istniały nienaruszone dwie niezależne bariery odwiertu.Fig. 3 przedstawia nietypowy schemat bariery odwiertu, gdzie kolor niebieski przedstawia główną otoczkę bariery odwiertu;w tym przypadku rury produkcyjne.Kolor czerwony reprezentuje otoczkę bariery wtórnej;obudowa.Po lewej stronie szkicu wstrzyknięcie substancji chemicznej jest zaznaczone czarną linią z punktem wstrzyknięcia do przewodu produkcyjnego w obszarze zaznaczonym na czerwono (bariera wtórna).Wprowadzenie systemów wtrysku chemikaliów do odwiertu zagraża zarówno pierwotnej, jak i wtórnej barierze odwiertu.
Historia przypadku dotycząca korozji
Sekwencja wydarzeń
Wgłębne chemiczne wtryskiwanie inhibitora kamienia kotłowego zostało zastosowane na polu naftowym eksploatowanym przez Statoil na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.W tym przypadku zastosowany inhibitor kamienia kotłowego był pierwotnie zakwalifikowany do stosowania na powierzchni i pod wodą.Po uzupełnieniu odwiertu zainstalowano DHCIpointat2446mMD, ryc.3.Wstrzykiwanie do odwiertu inhibitora kamienia kotłowego rozpoczęto bez dalszych testów substancji chemicznej.
Po roku eksploatacji zauważono nieszczelności w układzie wtrysku chemikaliów i rozpoczęto badania.Wyciek miał szkodliwy wpływ na bariery odwiertu.Podobne zdarzenia miały miejsce w kilku odwiertach i niektóre z nich musiały zostać zamknięte na czas prowadzenia śledztwa.
Wąż produkcyjny został wyciągnięty i szczegółowo zbadany.Atak korozji był ograniczony do jednej strony rury, a niektóre połączenia rur były tak skorodowane, że faktycznie były w nich dziury.Około 8,5 mm grubości 3% stali chromowej rozpadło się w czasie krótszym niż 8 miesięcy.Główna korozja wystąpiła w górnej części odwiertu, od głowicy odwiertu do około 380 m MD, a najbardziej skorodowane złącza rurowe znaleziono na około 350 m MD.Poniżej tej głębokości zaobserwowano niewielką lub brak korozji, ale znaleziono dużo zanieczyszczeń na średnicach zewnętrznych rur.
Osłonkę 9-5/8'' również wycięto i wyciągnięto i zaobserwowano podobne efekty;z korozją w górnej części studni tylko z jednej strony.Wywołany wyciek był spowodowany rozerwaniem osłabionej części obudowy.
Materiał linii wtrysku chemikaliów to stop 825.
Kwalifikacja chemiczna
Właściwości chemiczne i testy korozji są ważnymi punktami kwalifikacji inhibitorów kamienia kotłowego, a rzeczywisty inhibitor kamienia kotłowego był kwalifikowany i używany w zastosowaniach na powierzchni i pod wodą przez kilka lat.Powodem zastosowania rzeczywistego chemicznego odwiertu była poprawa właściwości środowiskowych poprzez zastąpienie istniejącego odwiertu chemicznego.Po wstrzyknięciu do odwiertu temperatura substancji chemicznej mogła sięgać nawet 90 ℃, ale nie przeprowadzono dalszych testów w tej temperaturze.
Dostawca chemikaliów przeprowadził wstępne testy korozyjności, a wyniki wykazały 2-4 mm/rok dla stali węglowej w wysokiej temperaturze.Podczas tej fazy zaangażowanie materialnej kompetencji technicznej operatora było minimalne.Operator przeprowadził później nowe testy, które wykazały, że inhibitor kamienia był silnie korozyjny dla materiałów w rurach produkcyjnych i obudowach produkcyjnych, z szybkością korozji przekraczającą 70 mm/rok.Materiał przewodu do wtryskiwania środków chemicznych, Alloy 825, nie został przetestowany pod kątem działania inhibitora kamienia kotłowego przed wtryskiem.Temperatura w odwiercie może osiągnąć 90 ℃ iw takich warunkach należy przeprowadzić odpowiednie testy.
Badanie ujawniło również, że środek zapobiegający powstawaniu kamienia kotłowego w postaci stężonego roztworu miał wartość pH <3,0.Jednak pH nie zostało zmierzone.Później zmierzone pH wykazało bardzo niską wartość pH 0-1.Ilustruje to potrzebę pomiarów i rozważań materiałowych oprócz podanych wartości pH.
Interpretacja wyników
Linia wtrysku (Rys. 3) jest tak skonstruowana, aby ciśnienie hydrostatyczne inhibitora kamienia było większe od ciśnienia w studzience w miejscu wtrysku.Inhibitor jest wstrzykiwany pod wyższym ciśnieniem niż w odwiercie.Powoduje to efekt U-rurki przy zamknięciu odwiertu.Zawór zawsze otworzy się przy wyższym ciśnieniu w przewodzie iniekcyjnym niż w studni.W przewodzie wtryskowym może zatem wystąpić podciśnienie lub parowanie.Szybkość korozji i ryzyko powstawania wżerów jest największe w strefie przejścia gaz/ciecz z powodu parowania rozpuszczalnika.Eksperymenty laboratoryjne przeprowadzone na kuponach potwierdziły tę teorię.W otworach, w których wystąpił wyciek, wszystkie otwory w przewodach iniekcyjnych znajdowały się w górnej części linii wstrzykiwania chemikaliów.
Ryc. 4 przedstawia fotografię linii DHC I ze znaczną korozją wżerową.Korozja widoczna na zewnętrznej rurze produkcyjnej wskazywała na miejscową ekspozycję inhibitora kamienia kotłowego z punktu wycieku wżerowego.Wyciek był spowodowany korozją wżerową spowodowaną silnie korozyjnymi środkami chemicznymi oraz wyciekiem przez linię wtrysku chemikaliów do obudowy produkcyjnej.Inhibitor kamienia był rozpylany z przewodu kapilarnego z wżerami na obudowę i rurki i wystąpiły wycieki.Nie uwzględniono wtórnych skutków nieszczelności w przewodzie wtryskowym.Stwierdzono, że korozja obudów i przewodów była skutkiem działania skoncentrowanych inhibitorów kamienia kotłowego naniesionych z przewodu kapilarnego z wżerami na obudowę i przewody, rys.5.
W tym przypadku zabrakło zaangażowania inżynierów kompetencji materiałowych.Korozyjność substancji chemicznej na linii DHCI nie została zbadana, a wtórne skutki wycieku nie zostały ocenione;takie jak to, czy otaczające materiały mogą tolerować narażenie chemiczne.
Historia przypadku króla broni chemicznej
Sekwencja wydarzeń
Strategia zapobiegania powstawaniu kamienia kotłowego dla pola HP HT polegała na ciągłym wtryskiwaniu inhibitora kamienia kotłowego przed wgłębnym zaworem bezpieczeństwa.W odwiercie zidentyfikowano silny potencjał osadzania się węglanu wapnia.Jednym z wyzwań była wysoka temperatura oraz wysokie tempo produkcji gazu i kondensatu w połączeniu z niskim tempem produkcji wody.Obawy związane z wstrzykiwaniem inhibitora kamienia kotłowego polegały na tym, że rozpuszczalnik zostałby usunięty z powodu dużej szybkości produkcji gazu, a w punkcie wtrysku przed zaworem bezpieczeństwa w odwiercie pojawiłby się wyrzut substancji chemicznej, ryc. 1.
Podczas kwalifikacji inhibitora kamienia skupiono się na skuteczności produktu w warunkach HP HT z uwzględnieniem zachowania się w górnym układzie procesowym (niska temperatura).Głównym problemem było wytrącanie się samego inhibitora kamienia kotłowego w rurach produkcyjnych z powodu dużej szybkości gazu.Testy laboratoryjne wykazały, że inhibitor kamienia może wytrącać się i przylegać do ścianki rurki.Działanie zaworu bezpieczeństwa może zatem zmniejszyć ryzyko.
Doświadczenie pokazało, że po kilku tygodniach pracy przewód chemiczny zaczął przeciekać.Możliwe było monitorowanie ciśnienia w odwiercie na mierniku powierzchni zainstalowanym w przewodzie kapilarnym.Linię izolowano w celu uzyskania integralności studzienki.
Linia wtrysku chemikaliów została wyciągnięta ze studni, otwarta i sprawdzona w celu zdiagnozowania problemu i znalezienia możliwych przyczyn awarii.Jak widać na ryc. 6, stwierdzono znaczną ilość osadu, a analiza chemiczna wykazała, że część z nich była inhibitorem kamienia kotłowego.Osad znajdował się na uszczelce, a grzybek i zawór nie dawały się uruchomić.
Awaria zaworu była spowodowana przez zanieczyszczenia wewnątrz układu zaworów, które uniemożliwiały zaworom zwrotnym osiadanie na gnieździe metal-metal.Zbadano szczątki i okazało się, że głównymi cząstkami były opiłki metalu, prawdopodobnie powstałe podczas instalacji linii kapilarnej.Ponadto na obu zaworach zwrotnych, zwłaszcza z tyłu zaworów, zidentyfikowano białe zanieczyszczenia.Jest to strona niskiego ciśnienia, tj. strona zawsze będzie w kontakcie z płynami z odwiertu.Początkowo uważano, że są to szczątki z odwiertu produkcyjnego, ponieważ zawory zostały zablokowane i wystawione na działanie płynów z odwiertu.Ale badanie szczątków wykazało, że są to polimery o podobnym składzie chemicznym jak substancja chemiczna stosowana jako inhibitor kamienia.To wzbudziło nasze zainteresowanie i Statoil chciał zbadać przyczyny tych resztek polimeru obecnych w przewodzie kapilarnym.
Kwalifikacja chemiczna
W dziedzinie HP HT istnieje wiele wyzwań związanych z wyborem odpowiednich chemikaliów w celu złagodzenia różnych problemów produkcyjnych.W ramach kwalifikacji inhibitora kamienia kotłowego do ciągłego zatłaczania w odwiercie wykonano następujące badania:
● Stabilność produktu
● Starzenie termiczne
● Dynamiczne testy wydajności
● Kompatybilność z wodą formacyjną i inhibitorem hydratów (MEG)
● Statyczny i dynamiczny test króla broni
● Informacje o ponownym rozpuszczeniu wody, świeża chemia i MEG
Substancja chemiczna zostanie wstrzyknięta z określoną szybkością dawkowania，ale produkcja wody niekoniecznie będzie stała，czyli zatykanie wody.Pomiędzy ślimakami wodnymi，kiedy substancja chemiczna dostanie się do odwiertu，spotka się z gorącym，szybko płynący strumień gazu węglowodorowego.Jest to podobne do wstrzykiwania inhibitora kamienia kotłowego w podnośniku gazowym (Fleming i in. 2003). Razem z
wysoka temperatura gazu，ryzyko usunięcia rozpuszczalnika jest bardzo wysokie, a pistolet może spowodować zablokowanie zaworu wtryskowego.Stanowi to ryzyko nawet w przypadku chemikaliów zawierających rozpuszczalniki o wysokiej temperaturze wrzenia/niskiej prężności par i inne środki zmniejszające prężność par (VPD). W przypadku częściowej blokady，przepływ wody formacyjnej，MEG i/lub świeża substancja chemiczna muszą być w stanie usunąć lub ponownie rozpuścić odwodnioną lub wypłukaną substancję chemiczną.
W tym przypadku zaprojektowano nowatorskie laboratoryjne stanowisko testowe w celu odtworzenia warunków przepływu w pobliżu otworów wtryskowych w systemie produkcyjnym HP/HTg.Wyniki testów dynamicznych typu gun king wykazały, że w proponowanych warunkach aplikacji odnotowano znaczny ubytek rozpuszczalnika.Może to prowadzić do szybkiego króla dział i ostatecznego zablokowania linii przepływu.Prace wykazały zatem, że istnieje stosunkowo znaczne ryzyko ciągłego wstrzykiwania chemikaliów do tych odwiertów przed rozpoczęciem produkcji wody i doprowadziły do decyzji o dostosowaniu normalnych procedur uruchamiania dla tego pola, opóźniając wstrzykiwanie chemikaliów do wykrycia przebicia wody.
Kwalifikacja inhibitora kamienia kotłowego do ciągłego wtrysku w odwiert koncentrowała się głównie na usuwaniu rozpuszczalnika i usuwaniu inhibitora kamienia kotłowego w punkcie wtrysku iw linii przepływu, ale nie oceniano potencjału pistoletu w samym zaworze wtryskowym.Zawór wtryskowy prawdopodobnie uległ awarii z powodu znacznej utraty rozpuszczalnika i szybkiego króla pistoletu,Rys. 6. Wyniki pokazują, że ważne jest całościowe spojrzenie na system;skupiają się nie tylko na wyzwaniach produkcyjnych,ale także wyzwania związane z wtryskiem substancji chemicznej,czyli zawór wtryskowy.
Doświadczenie z innych dziedzin
Jedno z wczesnych doniesień o problemach z długodystansowymi liniami wtrysku chemikaliów pochodziło z pól satelitarnych Gull fak sandVig dis (Osa i in. 2001). Podwodne linie wtrysku zostały zablokowane przed tworzeniem się hydratów w obrębie linii z powodu inwazji gazu z produkowanych płynów do przewodu przez zawór wtryskowy.Opracowano nowe wytyczne dotyczące rozwoju chemikaliów do produkcji podmorskiej.Wymagania obejmowały usuwanie cząstek (filtrację) i dodawanie inhibitora hydratu (np. glikolu) do wszystkich opartych na wodzie inhibitorów kamienia kotłowego, które mają być wstrzykiwane na matryce podwodne.Stabilność chemiczna,Uwzględniono również lepkość i kompatybilność (ciecz i materiały).Wymagania te zostały uwzględnione w systemie Statoil i obejmują wgłębne wtryskiwanie substancji chemicznych.
W fazie rozwoju złoża Oseberg S zdecydowano, że wszystkie odwierty należy uzupełnić systemami DHC I (Fleming i in. 2006). Celem było zapobieżenie CaCO；skalowanie w górnym przewodzie przez wstrzyknięcie SI.Jednym z głównych wyzwań w odniesieniu do linii wtrysku chemikaliów było osiągnięcie komunikacji między powierzchnią a wylotem w odwiercie.Wewnętrzna średnica linii wtrysku chemikaliów zwęziła się z 7 mm do 0,7 mm (ID) wokół zaworu bezpieczeństwa pierścienia z powodu ograniczeń przestrzennych, a zdolność transportu cieczy przez ten odcinek miała wpływ na wskaźnik sukcesu.Kilka studni platformowych miało zatkane linie wtrysku chemikaliów,ale powód nie został zrozumiany.Pociągi różnych płynów (glikol,surowy,skroplina,ksylen,inhibitor kamienia,woda itp.) zostały przetestowane laboratoryjnie pod kątem lepkości i kompatybilności oraz przepompowane do przodu i do tyłu w celu otwarcia przewodów;Jednakże,inhibitora docelowej skali nie można było wpompować do zaworu wtrysku chemikaliów.Dalej,obserwowano powikłania związane z wytrącaniem się inhibitora kamienia fosfonianowego wraz z resztkową solanką CaCl2 w jednym dołku i pistoletem króla inhibitora kamienia kotłowego w odwiercie o wysokim udziale oleju napędowego i niskim odcięciu wody (Fleming i in. 2006)
Zdobyta wiedza
Rozwój metody badawczej
Główne wnioski wyciągnięte z awarii systemów DHC I dotyczyły wydajności technicznej inhibitora kamienia kotłowego, a nie funkcjonalności i wtrysku chemicznego.Wstrzykiwanie od góry i podmorskie funkcjonowały dobrze w godzinach nadliczbowych;Jednakże,aplikacja została rozszerzona o zatłaczanie chemiczne w odwiercie bez odpowiedniej aktualizacji metod kwalifikacji chemicznej.Z doświadczenia firmy Statoil z dwóch przedstawionych przypadków terenowych wynika, że obowiązująca dokumentacja lub wytyczne dotyczące kwalifikacji chemicznej muszą zostać zaktualizowane w celu uwzględnienia tego typu zastosowań chemicznych.Zidentyfikowano dwa główne wyzwania: i) próżnia w linii wtrysku chemikaliów oraz ii) potencjalne wytrącanie się chemikaliów.
Odparowanie substancji chemicznej może wystąpić na przewodach produkcyjnych (jak widać w przypadku pistoletu typu king-size) oraz na przewodach wtryskowych (zidentyfikowano przejściową granicę faz w przypadku próżni) istnieje ryzyko, że te osady mogą zostać przeniesione wraz z przepływem i do zaworu wtryskowego i dalej do studni.Zawór wtryskowy jest często projektowany z filtrem przed punktem wtrysku,to jest 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 zjawisk.Ogólnym celem było opracowanie nowych metod kwalifikacji, aby uniknąć podobnych problemów w przyszłości.W tym badaniu przeprowadzono różne testy i zaprojektowano (opracowano) kilka metod laboratoryjnych do badania chemikaliów w odniesieniu do zidentyfikowanych wyzwań.
● Blokady filtrów i stabilność produktu w systemach zamkniętych.
● Wpływ częściowej utraty rozpuszczalnika na korozyjność chemikaliów.
● Wpływ częściowej utraty rozpuszczalnika w kapilarze na tworzenie się ciał stałych lub lepkich korków.
Podczas testów metod laboratoryjnych zidentyfikowano kilka potencjalnych problemów
● Powtarzające się blokady filtrów i słaba stabilność.
● Powstawanie ciał stałych po częściowym odparowaniu z kapilary
● Zmiany PH spowodowane utratą rozpuszczalnika.
Charakter przeprowadzonych badań dostarczył również dodatkowych informacji i wiedzy na temat zmian właściwości fizycznych chemikaliów w kapilarach pod wpływem określonych warunków,i czym różni się to od roztworów masowych poddanych podobnym warunkom.Prace testowe wykazały również znaczne różnice między płynem luzem，fazy oparów i resztkowe płyny, które mogą prowadzić do zwiększonego potencjału wytrącania się i/lub zwiększonej korozyjności.
Procedura badania korozyjności inhibitorów kamienia kotłowego została opracowana i zawarta w dokumentacji wykonawczej.Dla każdego zastosowania należało przeprowadzić rozszerzone testy korozyjności przed wprowadzeniem środka zapobiegającego powstawaniu kamienia kotłowego.Przeprowadzono również testy Gun King substancji chemicznej w przewodzie wtryskowym.
Przed przystąpieniem do kwalifikacji substancji chemicznej ważne jest stworzenie zakresu pracy opisującego wyzwania i cel substancji chemicznej.W początkowej fazie ważne jest zidentyfikowanie głównych wyzwań, aby móc wybrać rodzaje chemikaliów, które rozwiążą problem.Podsumowanie najważniejszych kryteriów akceptacji można znaleźć w tabeli 2.
Kwalifikacja chemikaliów
Kwalifikacja chemikaliów składa się zarówno z testów, jak i ocen teoretycznych dla każdego zastosowania.Należy zdefiniować i ustalić specyfikację techniczną i kryteria badań，na przykład w ramach HSE,kompatybilność materiałowa,stabilność produktu i jakość produktu (cząstki).Dalej,punkt zamarzania,lepkość i kompatybilność z innymi chemikaliami,inhibitor hydratu,należy określić wodę formacji i wytworzony płyn.Uproszczona lista metod badawczych, które mogą być stosowane do kwalifikacji chemikaliów, znajduje się w tabeli 2.
Ciągła koncentracja i monitorowanie sprawności technicznej,dawki i fakty HSE są ważne.Wymagania dotyczące produktu mogą zmienić pole lub cały okres eksploatacji zakładu produkcyjnego；różnią się w zależności od tempa produkcji, jak również składu płynu.Działania uzupełniające z oceną wyników,optymalizacja i/lub testowanie nowych chemikaliów musi być przeprowadzane często, aby zapewnić optymalny program oczyszczania.
W zależności od jakości oleju,produkcja wody i wyzwania techniczne w zakładzie produkcyjnym na morzu,użycie chemikaliów produkcyjnych może być konieczne do osiągnięcia jakości eksportowej,wymogi regulacyjne,i obsługi instalacji morskiej w bezpieczny sposób.Wszystkie pola mają różne wyzwania, a chemikalia potrzebne do produkcji będą się różnić w zależności od pola i czasu pracy.
Ważne jest, aby w programie kwalifikacyjnym skupić się na sprawności technicznej chemikaliów produkcyjnych,ale bardzo ważne jest również skupienie się na właściwościach substancji chemicznej,jak stabilność,jakość i kompatybilność produktu.Kompatybilność w tym ustawieniu oznacza kompatybilność z płynami,materiały i inne chemikalia produkcyjne.To może być wyzwanie.Nie jest pożądane używanie substancji chemicznej do rozwiązania problemu, aby później odkryć, że substancja chemiczna przyczynia się do nowych wyzwań lub stwarza nowe wyzwania.Być może największym wyzwaniem są właściwości substancji chemicznej, a nie wyzwanie techniczne.
Specjalne wymagania
Szczególne wymagania dotyczące filtracji dostarczanych produktów powinny być stosowane dla systemu podmorskiego oraz dla ciągłego zatłaczania w odwiercie.Filtry siatkowe i filtry w układzie wtrysku chemikaliów powinny być zapewnione w oparciu o specyfikację wyposażenia znajdującego się za górnym układem wtrysku,pompy i zawory wtryskowe,do otworowych zaworów wtryskowych.W przypadku zastosowania ciągłego wtrysku chemikaliów w odwiercie specyfikacja w systemie wtrysku chemikaliów powinna opierać się na specyfikacji o najwyższej krytyczności.To może być filtr przy dolnym otworze zaworu wtryskowego.
Wyzwania związane z wtryskiem
System zatłaczania może oznaczać odległość 3-50 km pępowinowej linii przepływu podmorskiego i 1-3 km w dół do studni.Istotne są właściwości fizyczne, takie jak lepkość i zdolność pompowania chemikaliów.Jeśli lepkość w temperaturze dna morskiego jest zbyt wysoka, pompowanie substancji chemicznej przez linię wtrysku chemikaliów w pępowinie podmorskiej i do punktu wstrzykiwania podwodnego lub do studni może być wyzwaniem.Lepkość powinna być zgodna ze specyfikacją systemu w przewidywanej temperaturze przechowywania lub eksploatacji.Należy to ocenić w każdym przypadku,i będzie zależny od systemu.Zgodnie z tabelą szybkość wtrysku chemikaliów jest czynnikiem sukcesu we wstrzykiwaniu chemikaliów.Aby zminimalizować ryzyko zatkania linii wtrysku chemikaliów，chemikalia w tym systemie powinny być hamowane przez hydraty (jeśli istnieje potencjał hydratów).Należy sprawdzić kompatybilność z płynami obecnymi w układzie (płyn konserwujący) oraz inhibitorem hydratów.Badania stabilności substancji chemicznej w rzeczywistych temperaturach (najniższa możliwa temperatura otoczenia,temperatura otoczenia,temperatura podwodna,temperatura wtrysku) muszą zostać przekroczone.
Należy również rozważyć program mycia linii wtrysku środków chemicznych z określoną częstotliwością.Regularne przepłukiwanie rozpuszczalnikiem linii wtrysku chemikaliów może dawać efekt zapobiegawczy，glikolu lub środka czyszczącego, aby usunąć ewentualne osady, zanim się nagromadzą i mogą spowodować zatkanie przewodu.Wybrany roztwór chemiczny płynu do płukania musi byćkompatybilny z substancją chemiczną w przewodzie wtryskowym.
W niektórych przypadkach linia wtrysku chemikaliów jest używana do kilku zastosowań chemicznych w oparciu o różne wyzwania w okresie eksploatacji w terenie i warunkach płynów.W początkowej fazie produkcji, przed przełomem wodnym, główne wyzwania mogą różnić się od tych w późnym okresie 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 kotłowego, może stwarzać problemy z kompatybilnością.Dlatego ważne jest, aby skupić się na kompatybilności, kwalifikacji i zastosowaniu przekładek, gdy planowana jest zmiana chemikaliów w linii wtrysku chemikaliów.
Materiały
Odnośnie kompatybilności materiałowej,wszystkie chemikalia powinny być kompatybilne z uszczelnieniami,elastomery，uszczelek i materiałów konstrukcyjnych stosowanych w układzie wtrysku chemicznego oraz w zakładzie produkcyjnym.Należy opracować procedurę badania korozyjności chemikaliów (np. inhibitora kamienia kotłowego) dla ciągłego zatłaczania w odwiert.Dla każdego zastosowania należy przeprowadzić rozszerzone testy korozyjności przed wprowadzeniem środków chemicznych.
Dyskusja
Należy ocenić zalety i wady ciągłego wstrzykiwania chemikaliów w odwiert.Ciągłe wstrzykiwanie inhibitora kamienia w celu ochrony DHS Vor rury produkcyjne to elegancki sposób ochrony odwiertu przed kamieniem.Jak wspomniano w tym artykule, istnieje kilka wyzwań związanych z ciągłym wtryskiem substancji chemicznych w odwiert,jednak w celu zmniejszenia ryzyka ważne jest zrozumienie zjawisk związanych z rozwiązaniem.
Jednym ze sposobów zmniejszenia ryzyka jest skupienie się na opracowaniu metody badawczej.W porównaniu do wstrzykiwania chemikaliów na powierzchnię lub pod wodę, w odwiercie panują inne i bardziej surowe warunki.Procedura kwalifikowania chemikaliów do ciągłego zatłaczania chemikaliów w odwiercie musi uwzględniać te zmiany warunków.Kwalifikacja chemikaliów musi być dokonana zgodnie z materiałem, z którym chemikalia mogą mieć kontakt.Wymagania dotyczące kwalifikacji i testowania kompatybilności w warunkach, które w jak największym stopniu odzwierciedlają różne warunki cyklu życia odwiertów, w których systemy te będą działać, muszą zostać zaktualizowane i wdrożone.Opracowanie metody badawczej musi być dalej rozwijane w kierunku bardziej realistycznych i reprezentatywnych testów.
Ponadto,interakcja między chemikaliami a sprzętem jest niezbędna do osiągnięcia sukcesu.Projektowanie zaworów iniekcyjnych musi uwzględniać właściwości chemiczne i lokalizację zaworu iniekcyjnego w odwiercie.Należy rozważyć włączenie rzeczywistych zaworów wtryskowych jako części wyposażenia testowego oraz przeprowadzenie badań działania inhibitora kamienia kotłowego i konstrukcji zaworów w ramach programu kwalifikacyjnego.Aby zakwalifikować inhibitory kamienia,główny nacisk kładziono wcześniej na wyzwania procesowe i hamowanie skali,ale dobre hamowanie kamienia zależy od stabilnego i ciągłego wtrysku.Bez stabilnego i ciągłego wtrysku zwiększy się potencjał osadzania się kamienia.Jeśli zawór wtrysku inhibitora kamienia kotłowego jest zatkany i nie ma wtrysku inhibitora kamienia kotłowego do strumienia płynu,studnia i zawory bezpieczeństwa nie są chronione przed kamieniem kotłowym, co może zagrozić bezpiecznej produkcji.Procedura kwalifikacyjna musi uwzględniać wyzwania związane z wtryskiem inhibitora kamienia kotłowego oprócz wyzwań procesowych i wydajności kwalifikowanego inhibitora kamienia kotłowego.
Nowe podejście obejmuje kilka dyscyplin i należy doprecyzować współpracę między dyscyplinami oraz odpowiednie obowiązki.W tym zastosowaniu górny system procesowy,w grę wchodzą szablony podmorskie oraz projektowanie i uzupełnianie odwiertów.Wielobranżowe sieci koncentrujące się na opracowywaniu solidnych rozwiązań dla systemów wtrysku chemikaliów są ważne i być może drogą do sukcesu.Komunikacja między różnymi dyscyplinami ma kluczowe znaczenie;szczególnie ważna jest ścisła komunikacja między chemikami, którzy kontrolują stosowane chemikalia, a inżynierami studni, którzy kontrolują sprzęt używany w odwiercie.Zrozumienie wyzwań stojących przed różnymi dyscyplinami i uczenie się od siebie nawzajem jest niezbędne do zrozumienia złożoności całego procesu.
Wniosek
● Ciągłe wstrzykiwanie inhibitora kamienia w celu ochrony DHS. Orurowanie produkcyjne jest elegancką metodą ochrony studzienki przed kamieniem
● Aby rozwiązać zidentyfikowane wyzwania,są następujące zalecenia：
● Należy przeprowadzić dedykowaną procedurę kwalifikacji DHCP.
● Metoda kwalifikacji zaworów do wtryskiwania chemikaliów
● Metody badań i kwalifikacji funkcjonalności chemicznej
● Rozwój metody
● Odpowiednie badania materiałów
● Wielodyscyplinarna 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 firmie Baker Hughes i Schlumberger za zgodę na wykorzystanie obrazu na ryc.2.
Nomenklatura
(Ba/Sr)SO4=siarczan baru/strontu
CaCO3=węglan wapnia
DHCI = wtrysk chemiczny w odwiert
DHSV=odwiertowy zawór bezpieczeństwa
np=na przykład
GOR=stosunek oleju napędowego
HSE=środowisko bezpieczeństwa zdrowotnego
HPHT=wysokie ciśnienie, wysoka temperatura
ID = średnica wewnętrzna
czyli = to jest
km = kilometry
mm=milimetr
MEG=glikol monoetylenowy
mMD=głębokość zmierzona przez metr
OD=średnica zewnętrzna
SI=inhibitor kamienia
mTV D=metr całkowitej głębokości pionowej
U-rurka = rura w kształcie litery U
VPD = środek obniżający ciśnienie pary
Rysunek 1. Przegląd podmorskich i otworowych systemów wtrysku chemikaliów w nietypowym polu.Szkic wtrysku chemikaliów przed DHSV i związane z nim oczekiwane wyzwania.DHS V=odwiertowy zawór bezpieczeństwa, PWV=zawór skrzydłowy procesu i PM V=główny zawór procesowy.
Rysunek 2. Szkic nietypowego otworowego układu wtrysku chemicznego z trzpieniem i zaworem.System jest podłączany do rozdzielacza powierzchniowego, doprowadzany i podłączany do wieszaka na rurki po pierścieniowej stronie rurki.Trzpień do wstrzykiwania chemikaliów jest tradycyjnie umieszczany głęboko w odwiercie z zamiarem zapewnienia ochrony przed chemikaliami.
Rysunek 3. Typowy schemat bariery odwiertu,gdzie kolor niebieski reprezentuje główną powłokę barierową studzienki;w tym przypadku rury produkcyjne.Kolor czerwony reprezentuje wtórną otoczkę barierową;obudowa.Po lewej stronie wskazany jest wtrysk chemikaliów, czarna linia z punktem wtrysku do rury produkcyjnej w obszarze zaznaczonym na czerwono (bariera wtórna).
Rysunek 4. Wydrążony otwór znaleziony w górnej części przewodu wtryskowego 3/8”.Obszar ten jest pokazany na szkicu nietypowego schematu bariery odwiertu, zaznaczony pomarańczową elipsą.
Rysunek 5. Poważny atak korozji na rurę 7” 3% Chrome.Rysunek przedstawia atak korozji po rozpyleniu inhibitora kamienia z wżerowej linii wtrysku chemikaliów na rurę produkcyjną.
Rysunek 6. Zanieczyszczenia znalezione w zaworze wtrysku chemikaliów.Szczątki w tym przypadku były opiłkami metalu prawdopodobnie z procesu instalacji, oprócz niektórych białawych zanieczyszczeń.Badanie białych szczątków wykazało, że są to polimery o podobnym składzie chemicznym jak wstrzyknięta substancja chemiczna
Czas postu: 27-04-2022