Linhas de injeção química de fundo de poço - por que falham?Experiências, Desafios e Aplicação de Novos Métodos de Teste
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Abstrato
A Statoil está operando vários campos onde é aplicada injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço.O objetivo é proteger a tubulação superior e a válvula de segurança do (Ba/Sr) SO4ouCaCO;escala, nos casos em que a compressão de escala pode ser difícil e cara de realizar regularmente, por exemplo, ligação de campos submarinos.
A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço é uma solução tecnicamente adequada para proteger a tubulação superior e a válvula de segurança em poços que possuem potencial de incrustação acima do packer de produção;especialmente em poços que não precisam ser espremidos regularmente devido ao potencial de incrustação na área próxima ao poço.
Projetar, operar e manter as linhas de injeção de produtos químicos exige um foco extra na seleção de materiais, qualificação e monitoramento de produtos químicos.Pressão, temperatura, regimes de fluxo e geometria do sistema podem apresentar desafios para uma operação segura.Desafios foram identificados em linhas de injeção de vários quilômetros desde a instalação de produção até o modelo submarino e nas válvulas de injeção nos poços.
São discutidas experiências de campo que mostram a complexidade dos sistemas de injeção contínua no fundo do poço em relação às questões de precipitação e corrosão.Estudos de laboratório e aplicação de novos métodos para qualificação química são representados.As necessidades de ações multidisciplinares são abordadas.
Introdução
A Statoil está operando vários campos onde a injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço foi aplicada.Isso envolve principalmente a injeção de inibidor de incrustação (SI) onde o objetivo é proteger a tubulação superior e a válvula de segurança de fundo de poço (DHSV) de (Ba/Sr) SO4orCaCO;escala.Em alguns casos, o quebrador de emulsão é injetado no fundo do poço para iniciar o processo de separação o mais fundo possível no poço a uma temperatura relativamente alta.
A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço é uma solução tecnicamente adequada para proteger a parte superior dos poços que possuem potencial de incrustação acima do packer de produção.A injeção contínua pode ser recomendada especialmente em poços que não precisam ser espremidos devido ao baixo potencial de incrustação no poço próximo;ou nos casos em que a compressão de escala pode ser difícil e cara de realizar regularmente, por exemplo, ligação de campos submarinos.
A Statoil ampliou a experiência em injeção química contínua para sistemas topside e modelos submarinos, mas o novo desafio é levar o ponto de injeção ainda mais fundo no poço.Projetar, operar e manter as linhas de injeção química exige foco extra em diversos tópicos;como seleção de materiais, qualificação química e monitoramento.Pressão, temperatura, regimes de fluxo e geometria do sistema podem apresentar desafios para uma operação segura.Foram identificados desafios em linhas de injeção longas (vários quilômetros) da instalação de produção até o modelo submarino e nas válvulas de injeção nos poços;Figura 1.Alguns dos sistemas de injeção funcionaram de acordo com o planejado, enquanto outros falharam por vários motivos.Vários novos desenvolvimentos de campo estão planejados para injeção química no fundo do poço (DHCI);no entanto;em alguns casos, o equipamento ainda não foi totalmente qualificado.
A aplicação do DHCP é uma tarefa complexa.Envolve a completação e os projetos de poços, a química do poço, o sistema topside e o sistema de dosagem química do processo topside.O produto químico será bombeado da superfície através da linha de injeção de produtos químicos para o equipamento de completação e para dentro do poço.Assim, no planejamento e execução deste tipo de projeto, a cooperação entre várias disciplinas é crucial.Várias considerações devem ser avaliadas e uma boa comunicação durante o projeto é importante.Engenheiros de processo, engenheiros submarinos e engenheiros de completação estão envolvidos, lidando com os tópicos de química de poços, seleção de materiais, garantia de fluxo e gerenciamento de produtos químicos de produção.Os desafios podem ser o rei da pistola química ou a estabilidade da temperatura, corrosão e, em alguns casos, um efeito de vácuo devido à pressão local e efeitos de fluxo na linha de injeção química.Além disso, condições como alta pressão, alta temperatura, alta taxa de gás, alto potencial de incrustação，umbilicais de longa distância e pontos de injeção profundos no poço, apresentam diferentes desafios técnicos e requisitos para o produto químico injetado e para a válvula de injeção.
Uma visão geral dos sistemas DHCI instalados nas operações da Statoil mostra que a experiência nem sempre foi bem-sucedida Tabela 1. No entanto, o planejamento para melhoria do projeto de injeção, qualificação química, operação e manutenção está sendo realizado.Os desafios variam de campo para campo, e o problema não é necessariamente que a própria válvula de injeção química não esteja funcionando.
Nos últimos anos, vários desafios relacionados às linhas de injeção de produtos químicos no fundo do poço foram enfrentados.Neste artigo são dados alguns exemplos dessas experiências.O artigo discute desafios e medidas tomadas para solucionar os problemas relacionados às linhas DHCI.Duas histórias de caso são dadas;um na corrosão e outro no rei da arma química.São discutidas experiências de campo que mostram a complexidade dos sistemas de injeção contínua no fundo do poço em relação às questões de precipitação e corrosão.
Estudos de laboratório e aplicação de novos métodos para qualificação química também são considerados;como bombear o produto químico, potencial de incrustação e prevenção, aplicação de equipamentos complexos e como o produto químico afetará o sistema superior quando o produto químico for produzido de volta.Os critérios de aceitação para aplicação de produtos químicos envolvem questões ambientais, eficiência, capacidade de armazenamento na parte superior, taxa de bombeamento, se a bomba existente pode ser usada, etc. e materiais no entorno dessas linhas.O produto químico pode precisar ser inibido por hidrato para evitar o entupimento da linha de injeção devido à invasão de gás e o produto químico não deve congelar durante o transporte e armazenamento.Nas diretrizes internas existentes, há uma lista de verificação de quais produtos químicos podem ser aplicados em cada ponto do sistema As propriedades físicas, como a viscosidade, são importantes.O sistema de injeção pode implicar 3-50 km de distância da linha de fluxo submarina umbilical e 1-3 km para dentro do poço.Portanto, a estabilidade da temperatura também é importante.A avaliação dos efeitos a jusante, por exemplo, nas refinarias, também deve ser considerada.
Sistemas de injeção química de fundo de poço
Custo benefício
A injeção contínua de inibidor de incrustação no fundo do poço para proteger o DHS Vor da tubulação de produção pode ser econômica em comparação com a compressão do poço com inibidor de incrustação.Esta aplicação reduz o potencial de danos à formação em comparação com os tratamentos de compressão de incrustações, reduz o potencial de problemas de processo após uma compressão de incrustações e oferece a possibilidade de controlar a taxa de injeção de produtos químicos a partir do sistema de injeção superior.O sistema de injeção também pode ser usado para injetar outros produtos químicos continuamente no fundo do poço e pode, assim, reduzir outros desafios que podem ocorrer mais a jusante da planta de processo.
Um estudo abrangente foi realizado desenvolvendo uma estratégia de escala de fundo de poço do Oseberg S ou campo.A maior preocupação em escala foi o CaCO;descamação no tubo superior e possível falha de DHSV.O Oseberg S ou considerações de estratégia de gerenciamento de escala concluíram que, durante um período de três anos, o DHCI foi a solução mais econômica nos poços onde as linhas de injeção de produtos químicos estavam funcionando.O principal elemento de custo em relação à técnica concorrente de compressão de incrustações era o óleo diferido, e não o custo químico/operacional.Para aplicação de inibidor de incrustação em gas lift, o principal fator no custo químico foi a alta taxa de gas lift levando a alta concentração de SI, uma vez que a concentração teve que ser balanceada com a taxa de gas lift para evitar a explosão de armas químicas.Para os dois poços em Oseberg S ou que tinham linhas DHC I em bom funcionamento, esta opção foi escolhida para proteger os DHS V contra CaCO;dimensionamento.
Sistema de injeção contínua e válvulas
As soluções de completação existentes usando sistemas de injeção contínua de produtos químicos enfrentam desafios para evitar o entupimento das linhas capilares.Normalmente, o sistema de injeção consiste em uma linha capilar, de 1/4" ou 3/8" de diâmetro externo (OD), conectada a um coletor de superfície, alimentada e conectada ao suspensor de tubulação no lado anular da tubulação.A linha capilar é presa ao diâmetro externo da tubulação de produção por braçadeiras de colar de tubulação especiais e corre do lado de fora da tubulação até o mandril de injeção química.O mandril é tradicionalmente colocado a montante do DHS V ou mais fundo no poço com a intenção de dar ao produto químico injetado tempo de dispersão suficiente e colocar o produto químico onde os desafios são encontrados.
Na válvula de injeção química, Fig.2, um pequeno cartucho de cerca de 1,5” de diâmetro contém as válvulas de retenção que impedem que os fluidos do poço entrem na linha capilar.É simplesmente um pequeno boneco andando em uma mola.A força da mola define e prevê a pressão necessária para abrir o gatilho do assento de vedação.Quando o produto químico começa a fluir, o gatilho é levantado de sua sede e abre a válvula de retenção.
É necessário ter duas válvulas de retenção instaladas.Uma válvula é a barreira primária que impede que os fluidos do poço entrem na linha capilar.Isso tem uma pressão de abertura relativamente baixa (2-15bars). Se a pressão hidrostática dentro da linha capilar for menor que a pressão do poço, os fluidos do poço tentarão entrar na linha capilar.A outra válvula de retenção tem uma pressão de abertura atípica de 130-250 bar e é conhecida como sistema de prevenção de tubo em U.Esta válvula impede que o produto químico dentro da linha capilar flua livremente para o poço caso a pressão hidrostática dentro da linha capilar seja maior que a pressão do poço no ponto de injeção do produto químico dentro da tubulação de produção.
Além das duas válvulas de retenção, normalmente há um filtro em linha, cujo objetivo é garantir que nenhum detrito de qualquer tipo possa comprometer a capacidade de vedação dos sistemas de válvulas de retenção.
Os tamanhos das válvulas de retenção descritas são bastante pequenos e a limpeza do fluido injetado é essencial para sua funcionalidade operacional.Acredita-se que os detritos no sistema possam ser eliminados aumentando a vazão dentro da linha capilar, de modo que as válvulas de retenção se abram intencionalmente.
Quando a válvula de retenção abre, a pressão de fluxo diminui rapidamente e se propaga pela linha capilar até que a pressão aumente novamente.A válvula de retenção fechará até que o fluxo de produtos químicos crie pressão suficiente para abrir a válvula;o resultado são oscilações de pressão no sistema de válvula de retenção.Quanto maior a pressão de abertura do sistema de válvula de retenção, menos área de fluxo é estabelecida quando a válvula de retenção abre e o sistema tenta alcançar condições de equilíbrio.
As válvulas de injeção química têm uma pressão de abertura relativamente baixa;e se a pressão da tubulação no ponto de entrada do produto químico se tornar menor que a soma da pressão hidrostática dos produtos químicos dentro da linha capilar mais a pressão de abertura da válvula de retenção, ocorrerá quase vácuo ou vácuo na parte superior da linha capilar.Quando a injeção de produtos químicos para ou o fluxo de produtos químicos é baixo, condições de quase vácuo começarão a ocorrer na seção superior da linha capilar.
O nível de vácuo depende da pressão do poço, da gravidade específica da mistura química injetada usada dentro da linha capilar, da pressão de abertura da válvula de retenção no ponto de injeção e da vazão do produto químico dentro da linha capilar.As condições do poço variam ao longo da vida útil do campo e, portanto, o potencial de vácuo também varia ao longo do tempo.É importante estar ciente desta situação para tomar a devida consideração e precaução antes que ocorram os desafios esperados.
Juntamente com baixas taxas de injeção, normalmente os solventes usados nesses tipos de aplicações estão evaporando causando efeitos que não foram totalmente explorados.Esses efeitos são o tiroteio ou a precipitação de sólidos, por exemplo, polímeros, quando o solvente está evaporando.
Além disso, as células galvânicas podem ser formadas na fase de transição entre a superfície fluida do produto químico e a fase gasosa quase a vácuo cheia de vapor acima.Isso pode levar à corrosão localizada dentro da linha capilar como resultado do aumento da agressividade do produto químico nessas condições.Flocos ou cristais de sal formados como um filme dentro da linha capilar à medida que seu interior seca podem obstruir ou obstruir a linha capilar.
Filosofia de barreira de poço
Ao projetar soluções de poço robustas, a Statoil exige que a segurança do poço esteja em vigor o tempo todo durante o ciclo de vida do poço.Assim, a Statoil exige que existam duas barreiras de poço independentes intactas.A Fig. 3 mostra um esquema atípico de barreira de poço, onde a cor azul representa o envelope primário de barreira de poço;neste caso, a tubulação de produção.A cor vermelha representa o envelope da barreira secundária;o invólucro.No lado esquerdo do esboço, a injeção química é indicada como uma linha preta com ponto de injeção para a tubulação de produção na área marcada em vermelho (barreira secundária).Ao introduzir sistemas de injeção de produtos químicos no poço, as barreiras primárias e secundárias do poço são prejudicadas.
Histórico de casos de corrosão
Sequência dos eventos
A injeção química de inibidor de incrustação no fundo do poço foi aplicada em um campo petrolífero operado pela Statoil na plataforma continental norueguesa.Neste caso, o inibidor de incrustação aplicado foi originalmente qualificado para aplicação na superfície e submarina.A recompletação do poço foi seguida pela instalação do DHCIpointat2446mMD, Fig.3.A injeção no fundo do poço do inibidor de incrustação na superfície foi iniciada sem testes adicionais do produto químico.
Após um ano de operação, vazamentos no sistema de injeção de produtos químicos foram observados e as investigações iniciadas.O vazamento teve um efeito prejudicial nas barreiras do poço.Eventos semelhantes ocorreram em vários poços e alguns deles tiveram que ser fechados durante a investigação.
A tubulação de produção foi puxada e estudada em detalhes.O ataque de corrosão foi limitado a um lado da tubulação, e algumas juntas da tubulação estavam tão corroídas que havia buracos nelas.Aproximadamente 8,5 mm de espessura de aço cromado a 3% se desintegrou em menos de 8 meses.A principal corrosão ocorreu na seção superior do poço, da boca do poço até aproximadamente 380m MD, e as juntas de tubos mais corroídas foram encontradas em torno de aproximadamente 350m MD.Abaixo dessa profundidade, pouca ou nenhuma corrosão foi observada, mas muitos detritos foram encontrados nos diâmetros externos da tubulação.
A carcaça de 9-5/8'' também foi cortada e puxada e efeitos similares foram observados;com corrosão na parte superior do poço em apenas um lado.O vazamento induzido foi causado pelo rompimento da seção enfraquecida do revestimento.
O material da linha de injeção química foi a Liga 825.
qualificação química
Propriedades químicas e testes de corrosão são focos importantes na qualificação de inibidores de incrustação e o inibidor de incrustação real foi qualificado e usado em aplicações submarinas e na superfície por vários anos.A razão para aplicar o produto químico real no fundo do poço foi a melhoria das propriedades ambientais, substituindo o produto químico existente no fundo do poço. No entanto, o inibidor de incrustação só foi usado em temperaturas ambientes de superfície e fundo do mar (4-20 ℃).Quando injetado no poço, a temperatura do produto químico pode chegar a 90 ℃, mas nenhum teste adicional foi realizado nessa temperatura.
Testes iniciais de corrosividade foram realizados pelo fornecedor químico e os resultados mostraram 2-4 mm/ano para aço carbono em alta temperatura.Durante esta fase houve envolvimento mínimo da competência técnica material do operador.Novos testes foram realizados posteriormente pelo operador, mostrando que o inibidor de incrustações era altamente corrosivo para os materiais na tubulação e na carcaça de produção, com taxas de corrosão superiores a 70 mm/ano.O material da linha de injeção química Alloy 825 não foi testado contra o inibidor de incrustação antes da injeção.A temperatura do poço pode atingir 90 ℃ e testes adequados devem ter sido realizados nessas condições.
A investigação também revelou que o inibidor de incrustação como solução concentrada apresentou pH <3,0.No entanto, o pH não havia sido medido.Mais tarde, o pH medido mostrou um valor muito baixo de pH 0-1.Isso ilustra a necessidade de medições e considerações de materiais, além dos valores de pH fornecidos.
Interpretação dos resultados
A linha de injeção (Fig.3) é construída para fornecer pressão hidrostática do inibidor de incrustações que excede a pressão no poço no ponto de injeção.O inibidor é injetado a uma pressão mais alta do que a existente no poço.Isso resulta em um efeito de tubo em U no fechamento do poço.A válvula sempre abrirá com uma pressão maior na linha de injeção do que no poço.Portanto, pode ocorrer vácuo ou evaporação na linha de injeção.A taxa de corrosão e o risco de pitting são maiores na zona de transição gás/líquido devido à evaporação do solvente.Experimentos de laboratório realizados em cupons confirmaram essa teoria.Nos poços onde houve vazamento, todos os orifícios nas linhas de injeção estavam localizados na parte superior da linha de injeção de produtos químicos.
A Fig. 4 mostra a fotografia da linha DHC I com significativa corrosão por pites.A corrosão observada na tubulação de produção externa indicava uma exposição local do inibidor de incrustação do ponto de vazamento por corrosão.O vazamento foi causado por corrosão por pite por produtos químicos altamente corrosivos e vazamento através da linha de injeção de produtos químicos para o revestimento de produção.O inibidor de incrustação foi pulverizado da linha capilar com corrosão para o invólucro e a tubulação e ocorreram vazamentos.Quaisquer consequências secundárias de vazamentos na linha de injeção não foram consideradas.Concluiu-se que a corrosão do revestimento e da tubulação foi resultado de inibidores de incrustação concentrados retidos da linha capilar perfurada para o revestimento e a tubulação, Fig.5.
Nesse caso, houve falta de envolvimento dos engenheiros de competência de materiais.A corrosividade do produto químico na linha DHCI não foi testada e os efeitos secundários devido ao vazamento não foram avaliados;como, por exemplo, se os materiais circundantes podem tolerar a exposição a produtos químicos.
Histórico de caso do rei das armas químicas
Sequência dos eventos
A estratégia de prevenção de incrustação para um campo HP HT foi a injeção contínua de inibidor de incrustação a montante da válvula de segurança de fundo de poço.Um forte potencial de incrustação de carbonato de cálcio foi identificado no poço.Um dos desafios eram altas temperaturas e altas taxas de produção de gás e condensado combinadas com baixa taxa de produção de água.A preocupação ao injetar o inibidor de incrustação era que o solvente seria removido pela alta taxa de produção de gás e o tiroteio do produto químico ocorreria no ponto de injeção a montante da válvula de segurança no poço, Fig.1.
Durante a qualificação do inibidor de incrustação, o foco estava na eficiência do produto nas condições HP HT, incluindo o comportamento no sistema de processo topside (baixa temperatura).A precipitação do próprio inibidor de incrustação na tubulação de produção devido à alta taxa de gás era a principal preocupação.Testes de laboratório mostraram que o inibidor de incrustações pode precipitar e aderir à parede do tubo.A operação da válvula de segurança pode, portanto, vencer o risco.
A experiência mostrou que, após algumas semanas de operação, a linha de produtos químicos estava vazando.Foi possível monitorar a pressão do poço no medidor de superfície instalado na linha capilar.A linha foi isolada para obter a integridade do poço.
A linha de injeção química foi retirada do poço, aberta e inspecionada para diagnosticar o problema e encontrar possíveis motivos de falha.Como pode ser visto na Fig.6, uma quantidade significativa de precipitado foi encontrada e a análise química mostrou que parte disso era o inibidor de incrustação.O precipitado estava localizado na vedação e o gatilho e a válvula não puderam ser operados.
A falha da válvula foi causada por detritos dentro do sistema de válvulas, impedindo que as válvulas de retenção comam na sede de metal com metal.Os detritos foram examinados e as partículas principais comprovadas eram aparas de metal, provavelmente produzidas durante o processo de instalação da linha capilar.Além disso, alguns detritos brancos foram identificados em ambas as válvulas de retenção, especialmente na parte traseira das válvulas.Este é o lado de baixa pressão, ou seja, o lado sempre estaria em contato com os fluidos do poço.Inicialmente, acreditava-se que eram detritos do poço de produção, uma vez que as válvulas foram abertas e expostas aos fluidos do poço.Mas o exame dos detritos provou ser polímeros com química semelhante à química usada como inibidor de incrustações.Isso despertou nosso interesse e a Statoil quis explorar as razões por trás desses detritos de polímero presentes na linha capilar.
qualificação química
Em um campo HP HT, existem muitos desafios com relação à seleção de produtos químicos adequados para mitigar os vários problemas de produção.Na qualificação do inibidor de incrustação para injeção contínua no fundo do poço, foram realizados os seguintes testes:
● Estabilidade do produto
● Envelhecimento térmico
● Testes de desempenho dinâmico
● Compatibilidade com água de formação e inibidor de hidrato (MEG)
● Teste do rei da arma estático e dinâmico
● Água com informações de redissolução, químico fresco e MEG
O produto químico será injetado em uma taxa de dosagem predeterminada，mas a produção de água não será necessariamente constante，ou seja, slugging de água.Entre as lesmas de água，quando o produto químico entra no poço，será recebido por um quente，corrente de fluxo rápido de gás hidrocarboneto.Isso é semelhante a injetar um inibidor de incrustação em uma aplicação de elevação de gás (Fleming etal.2003). Junto com
a alta temperatura do gás，o risco de remoção do solvente é extremamente alto e o rei da pistola pode causar o bloqueio da válvula de injeção.Isso é um risco mesmo para produtos químicos formulados com solventes de alto ponto de ebulição/baixa pressão de vapor e outros redutores de pressão de vapor (VPDs). No caso de um bloqueio parcial，fluxo de água de formação，MEG e/ou produto químico fresco devem ser capazes de remover ou redissolver o produto químico desidratado ou sujo.
Neste caso, um novo equipamento de teste de laboratório foi projetado para replicar as condições de fluxo próximas às portas de injeção em um sistema de produção HP/HTg.Os resultados dos testes dinâmicos do canhão demonstram que, nas condições de aplicação propostas, foi registrada uma perda significativa de solvente.Isso pode levar a um disparo rápido do canhão e eventual bloqueio das linhas de fluxo.O trabalho demonstrou, portanto, que existia um risco relativamente significativo para a injeção contínua de produtos químicos nestes poços antes da produção de água e levou à decisão de ajustar os procedimentos normais de inicialização para este campo, atrasando a injeção de produtos químicos até que fosse detectado o rompimento da água.
A qualificação do inibidor de incrustação para injeção contínua no fundo do poço teve alto foco na remoção de solvente e na pistola do inibidor de incrustação no ponto de injeção e na linha de fluxo, mas o potencial para a pistola na própria válvula de injeção não foi avaliado.A válvula de injeção provavelmente falhou devido à perda significativa de solvente e ao rápido disparo da pistola.,Fig.6. Os resultados mostram que é importante ter uma visão holística do sistema;não se concentrar apenas nos desafios de produção,mas também desafios relacionados à injeção do produto químico,ou seja, válvula de injeção.
Experiência de outras áreas
Um dos primeiros relatórios sobre problemas com linhas de injeção química de longa distância foi dos campos de satélite Gull fak sandVig dis (Osa etal.2001). na linha através da válvula de injeção.Novas diretrizes para o desenvolvimento de produtos químicos de produção submarina foram desenvolvidas.Os requisitos incluíam remoção de partículas (filtração) e adição de inibidor de hidrato (por exemplo, glicol) a todos os inibidores de incrustação à base de água a serem injetados nos modelos submarinos.Estabilidade química,viscosidade e compatibilidade (líquido e materiais) também foram considerados.Esses requisitos foram levados adiante no sistema Statoil e incluem injeção química no fundo do poço.
Durante a fase de desenvolvimento do Oseberg S ou campo, foi decidido que todos os poços deveriam ser completados com sistemas DHC I (Fleming etal. 2006). O objetivo era evitar CaCO;escamação no tubo superior por injeção SI.Um dos maiores desafios com relação às linhas de injeção de produtos químicos foi conseguir a comunicação entre a superfície e a saída do fundo do poço.O diâmetro interno da linha de injeção de produtos químicos diminuiu de 7 mm para 0,7 mm (DI) ao redor da válvula de segurança anular devido a limitações de espaço e a capacidade do líquido de ser transportado por esta seção influenciou na taxa de sucesso.Vários poços da plataforma tinham linhas de injeção química que estavam entupidas,mas a razão não foi compreendida.Trens de vários fluidos (glicol,bruto,condensado,xileno,inibidor de escala,água, etc.) foram testados em laboratório quanto à viscosidade e compatibilidade e bombeados para a frente e em fluxo reverso para abrir as linhas;no entanto,o inibidor de escala alvo não pôde ser bombeado até a válvula de injeção química.Avançar,complicações foram observadas com a precipitação do inibidor de incrustação de fosfonato junto com salmoura de conclusão CaCl z residual em um poço e arma de fogo do inibidor de incrustação dentro de um poço com alta proporção de gasóleo e baixo corte de água (Fleming etal. 2006)
Lições aprendidas
Desenvolvimento de método de teste
As principais lições aprendidas com a falha dos sistemas DHC I foram com relação à eficiência técnica do inibidor de incrustações e não com relação à funcionalidade e injeção química.A injeção na superfície e a injeção submarina funcionaram bem ao longo do tempo;no entanto,o aplicativo foi estendido para injeção química no fundo do poço sem uma atualização correspondente dos métodos de qualificação química.A experiência da Statoil com os dois casos de campo apresentados é que a documentação reguladora ou as diretrizes para qualificação química devem ser atualizadas para incluir esse tipo de aplicação química.Os dois principais desafios foram identificados como i) vácuo na linha de injeção de produtos químicos e ii) precipitação potencial do produto químico.
A evaporação do produto químico pode ocorrer na tubulação de produção (como visto no caso do rei da pistola) e na tubulação de injeção (uma interface transitória foi identificada no caso do vácuo) existe o risco de que esses precipitados possam ser movidos com o fluxo e na válvula de injeção e ainda mais no poço.A válvula de injeção geralmente é projetada com um filtro a montante do ponto de injeção,isso é um desafio,como no caso de precipitação este filtro pode estar entupido causando a falha da válvula.
As observações e conclusões preliminares das lições aprendidas resultaram em um extenso estudo de laboratório sobre os fenômenos.O objetivo geral era desenvolver novos métodos de qualificação para evitar problemas semelhantes no futuro.Neste estudo, vários testes foram realizados e vários métodos de laboratório foram projetados (desenvolvidos para) examinar os produtos químicos em relação aos desafios identificados.
● Bloqueios de filtro e estabilidade do produto em sistemas fechados.
● O efeito da perda parcial de solvente na corrosividade dos produtos químicos.
● O efeito da perda parcial de solvente dentro de um capilar na formação de sólidos ou tampões viscosos.
Durante os testes dos métodos de laboratório, vários problemas potenciais foram identificados
● Bloqueios de filtro repetidos e baixa estabilidade.
● Formação de sólidos após evaporação parcial de um capilar
● Mudanças de PH devido à perda de solvente.
A natureza dos testes realizados também forneceu informações e conhecimentos adicionais relacionados às mudanças nas propriedades físicas dos produtos químicos dentro dos capilares quando submetidos a certas condições,e como isso difere de soluções a granel submetidas a condições semelhantes.O trabalho de teste também identificou diferenças consideráveis entre o fluido a granel，fases de vapor e fluidos residuais que podem levar ao aumento do potencial de precipitação e/ou aumento da corrosividade.
O procedimento de teste para corrosividade dos inibidores de incrustação foi desenvolvido e incluído na documentação regulamentar.Para cada aplicação, o teste de corrosividade estendido deve ser realizado antes que a injeção do inibidor de incrustação possa ser implementada.Testes de armas de fogo do produto químico na linha de injeção também foram realizados.
Antes de iniciar a qualificação de um produto químico, é importante criar um escopo de trabalho que descreva os desafios e a finalidade do produto químico.Na fase inicial é importante identificar os principais desafios para poder selecionar o(s) tipo(s) de químico(s) que irão resolver o problema.Um resumo dos critérios de aceitação mais importantes pode ser encontrado na Tabela 2.
Qualificação de produtos químicos
A qualificação de produtos químicos consiste em testes e avaliações teóricas para cada aplicação.A especificação técnica e os critérios de teste devem ser definidos e estabelecidos，por exemplo dentro de HSE,compatibilidade de materiais,estabilidade do produto e qualidade do produto (partículas).Avançar,o ponto de congelamento,viscosidade e compatibilidade com outros produtos químicos,inibidor de hidrato,água de formação e o fluido produzido devem ser determinados.Uma lista simplificada de métodos de teste que podem ser usados para qualificação de produtos químicos é fornecida na Tabela 2.
Foco contínuo e monitoramento da eficiência técnica,taxas de dosagem e fatos HSE são importantes.Os requisitos de um produto podem alterar um campo ou uma vida útil da planta de processo;variam com as taxas de produção, bem como com a composição do fluido.Atividade de acompanhamento com avaliação de desempenho,otimização e/ou teste de novos produtos químicos devem ser feitos com frequência para garantir o programa de tratamento ideal.
Dependendo da qualidade do óleo,produção de água e desafios técnicos na planta de produção offshore,o uso de produtos químicos de produção pode ser necessário para alcançar a qualidade de exportação,requisitos regulamentares,e operar a instalação offshore de maneira segura.Todos os campos têm desafios diferentes, e os produtos químicos de produção necessários variam de campo para campo e ao longo do tempo.
É importante focar na eficiência técnica dos produtos químicos de produção em um programa de qualificação,mas também é muito importante focar nas propriedades do produto químico,como estabilidade,qualidade e compatibilidade do produto.Compatibilidade nesta configuração significa compatibilidade com os fluidos,materiais e outros produtos químicos de produção.Isso pode ser um desafio.Não é desejável usar um produto químico para resolver um problema para depois descobrir que o produto químico contribui ou cria novos desafios.Talvez as propriedades do produto químico e não o desafio técnico sejam o maior desafio.
Requisitos especiais
Requisitos especiais de filtragem de produtos fornecidos devem ser aplicados para o sistema submarino e para injeção contínua no fundo do poço.Filtros e filtros no sistema de injeção de produtos químicos devem ser fornecidos com base na especificação do equipamento a jusante do sistema de injeção superior,bombas e válvulas de injeção,para as válvulas de injeção de fundo de poço.Quando for aplicada a injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço, a especificação no sistema de injeção de produtos químicos deve ser baseada na especificação com a maior criticidade.Isso pode ser o filtro na válvula de injeção no fundo do poço.
desafios de injeção
O sistema de injeção pode implicar 3-50 km de distância da linha de fluxo submarina umbilical e 1-3 km para dentro do poço.As propriedades físicas, como a viscosidade e a capacidade de bombear os produtos químicos, são importantes.Se a viscosidade na temperatura do fundo do mar for muito alta, pode ser um desafio bombear o produto químico através da linha de injeção química no umbilical submarino e para o ponto de injeção submarino ou no poço.A viscosidade deve estar de acordo com a especificação do sistema no armazenamento esperado ou na temperatura operacional.Isso deve ser avaliado em cada caso,e será dependente do sistema.Como tabela, a taxa de injeção de produtos químicos é um fator de sucesso na injeção de produtos químicos.Para minimizar o risco de entupimento da linha de injeção química，os produtos químicos neste sistema devem ser inibidos por hidratos (se houver potencial para hidratos).A compatibilidade com fluidos presentes no sistema (fluido de preservação) e o inibidor de hidrato deve ser realizada.Testes de estabilidade do produto químico em temperaturas reais (temperatura ambiente mais baixa possível,temperatura ambiente,temperatura submarina,temperatura de injeção) devem ser ultrapassados.
Também deve ser considerado um programa de lavagem das linhas de injeção de produtos químicos em determinada frequência.Pode dar um efeito preventivo para lavar regularmente a linha de injeção de produtos químicos com solvente，glicol ou produto químico de limpeza para remover possíveis depósitos antes que se acumulem e possam causar entupimento da linha.A solução química escolhida de fluido de lavagem deve sercompatível com o produto químico na linha de injeção.
Em alguns casos, a linha de injeção química é usada para várias aplicações químicas com base em diferentes desafios ao longo da vida útil do campo e das condições do fluido.Na fase inicial de produção, antes do avanço da água, os principais desafios podem ser diferentes daqueles no final da vida útil, geralmente relacionados ao aumento da produção de água.Mudar de um inibidor não aquoso à base de solvente, como o inibidor de asfalto, para um produto químico à base de água, como o inibidor de incrustações, pode apresentar desafios de compatibilidade.Portanto, é importante focar na compatibilidade e qualificação e usos de espaçadores quando for planejada a troca de produtos químicos na linha de injeção de produtos químicos.
Materiais
Em relação à compatibilidade de materiais,todos os produtos químicos devem ser compatíveis com as vedações,elastômeros，juntas e materiais de construção usados no sistema de injeção química e na planta de produção.O procedimento de teste para corrosividade de produtos químicos (por exemplo, inibidor de incrustação ácida) para injeção contínua no fundo do poço deve ser desenvolvido.Para cada aplicação, o teste de corrosividade estendida deve ser feito antes que a injeção de produtos químicos possa ser implementada.
Discussão
As vantagens e desvantagens da injeção química contínua no fundo do poço devem ser avaliadas.A injeção contínua de inibidor de incrustação para proteger o DHS Vor na tubulação de produção é um método elegante para proteger o poço da incrustação.Conforme mencionado neste artigo, existem vários desafios com a injeção química contínua no fundo do poço,porém para reduzir o risco é importante entender os fenômenos ligados à solução.
Uma maneira de reduzir o risco é focar no desenvolvimento do método de teste.Em comparação com a injeção química topside ou submarina, existem condições diferentes e mais severas no poço.O procedimento de qualificação de produtos químicos para injeção contínua de produtos químicos no fundo do poço deve levar em consideração essas mudanças nas condições.A qualificação dos produtos químicos deve ser feita de acordo com o material com o qual os produtos químicos podem entrar em contato.Os requisitos para qualificação de compatibilidade e testes em condições que reproduzam o mais próximo possível as várias condições de ciclo de vida do poço em que esses sistemas funcionarão devem ser atualizados e implementados.O desenvolvimento do método de teste deve ser desenvolvido para testes mais realistas e representativos.
Além disso,a interação entre os produtos químicos e o equipamento é essencial para o sucesso.O desenvolvimento das válvulas de injeção química deve levar em consideração as propriedades químicas e a localização da válvula de injeção no poço.Deve-se considerar a inclusão de válvulas de injeção reais como parte do equipamento de teste e a realização de testes de desempenho do inibidor de incrustação e do projeto da válvula como parte do programa de qualificação.Para qualificar inibidores de escala,o foco principal foi anteriormente sobre os desafios do processo e inibição de escala,mas boa inibição de escala depende de injeção estável e contínua.Sem injeção estável e contínua, o potencial de incrustação aumentará.Se a válvula de injeção do inibidor de incrustação estiver suja e não houver injeção de inibidor de incrustação na corrente de fluido,o poço e as válvulas de segurança não são protegidos contra incrustações e, portanto, a segurança da produção pode ser prejudicada.O procedimento de qualificação deve cuidar dos desafios relacionados à injeção do inibidor de incrustação, além dos desafios do processo e da eficiência do inibidor de incrustação qualificado.
A nova abordagem envolve várias disciplinas e a cooperação entre as disciplinas e respectivas responsabilidades deve ser esclarecida.Nesta aplicação, o sistema de processo topside,modelos submarinos e projetos e conclusões de poços estão envolvidos.Redes multidisciplinares com foco no desenvolvimento de soluções robustas para sistemas de injeção química são importantes e talvez o caminho para o sucesso.A comunicação entre as várias disciplinas é fundamental;É importante uma comunicação especialmente estreita entre os químicos que controlam os produtos químicos aplicados e os engenheiros de poços que controlam o equipamento usado no poço.Compreender os desafios das diferentes disciplinas e aprender uns com os outros é essencial para entender a complexidade de todo o processo.
Conclusão
● A injeção contínua de inibidor de escala para proteger o DHS Vor a tubulação de produção é um método elegante para proteger o poço de escala
● Para resolver os desafios identificados,as seguintes recomendações são：
● Um procedimento de qualificação de DHCP dedicado deve ser executado.
● Método de qualificação para válvulas de injeção química
● Métodos de teste e qualificação para funcionalidade química
● Desenvolvimento de método
● Teste de material relevante
● A interação multidisciplinar onde a comunicação entre as várias disciplinas envolvidas é crucial para o sucesso.
Reconhecimentos
O autor agradece a Statoil AS A pela permissão para publicar este trabalho e a Baker Hughes e Schlumberger por permitir o uso da imagem na Fig.2.
Nomenclatura
(Ba/Sr)SO4=sulfato de bário/estrôncio
CaCO3 = carbonato de cálcio
DHCI = injeção química no fundo do poço
DHSV = válvula de segurança de fundo de poço
eg = por exemplo
GOR = proporção de gasóleo
HSE = ambiente de segurança de saúde
HPHT = alta pressão alta temperatura
DI = diâmetro interno
ou seja = isso é
km=quilômetros
mm=milímetro
MEG = mono etileno glicol
mMD = metro de profundidade medida
DE = diâmetro externo
SI = inibidor de escala
mTV D = profundidade vertical total do medidor
U-tubo = tubo em forma de U
VPD = redutor de pressão de vapor
Figura 1. Visão geral dos sistemas de injeção química submarina e de fundo de poço em campo atípico.Esboço da injeção química upstream DHSV e os desafios esperados relacionados.DHS V=válvula de segurança de fundo de poço, PWV=válvula lateral de processo e PM V=válvula mestra de processo.
Figura 2. Esboço de um sistema atípico de injeção de produtos químicos no fundo do poço com o mandril e a válvula.O sistema é conectado ao coletor de superfície, alimentado e conectado ao suporte da tubulação no lado anular da tubulação.O mandril de injeção química é tradicionalmente colocado no fundo do poço com a intenção de dar proteção química.
Figura 3. Esquema típico de barreira de poço,onde a cor azul representa o envelope primário da barreira do poço;neste caso, a tubulação de produção.A cor vermelha representa o envelope da barreira secundária;o invólucro.Do lado esquerdo está indicada a injeção química, linha preta com ponto de injeção para a tubulação de produção na área marcada em vermelho (barreira secundária).
Figura 4. Furo perfurado encontrado na seção superior da linha de injeção de 3/8”.A área é mostrada no esboço do esquema atípico da barreira do poço, marcada com uma elipse laranja.
Figura 5. Ataque severo de corrosão na tubulação de 7” 3% Chrome.A figura mostra o ataque de corrosão após a pulverização do inibidor de incrustação da linha de injeção de produtos químicos corroídos para a tubulação de produção.
Figura 6. Detritos encontrados na válvula de injeção química.Os detritos neste caso eram aparas de metal provavelmente do processo de instalação, além de alguns detritos esbranquiçados.O exame dos detritos brancos provou ser polímeros com química semelhante à do produto químico injetado
Horário de postagem: 27 de abril de 2022