Свердловинні лінії закачування хімікатів: чому вони виходять з ладу?Досвід, виклики та застосування нових методів тестування
Авторське право, 2012, Товариство інженерів-нафтовиків
Анотація
Statoil працює на кількох родовищах, де застосовують безперервне закачування інгібіторів накипу в свердловину.Мета полягає в тому, щоб захистити верхню трубку та запобіжний клапан від (Ba/Sr) SO4 або CaCO;масштабу, у випадках, коли регулярне видалення накипу може бути складним і дорогим, наприклад, підключення підводних полів.
Безперервне закачування інгібітора накипу в свердловину є технічно прийнятним рішенням для захисту верхньої частини труб і запобіжного клапана в свердловинах, які мають потенціал утворення накипу над продуктивним пакером;особливо в свердловинах, які не потребують регулярного стискання через потенціал утворення накипу в зоні поблизу свердловини.
Проектування, експлуатація та технічне обслуговування ліній нагнітання хімікатів вимагають особливої уваги до вибору матеріалів, кваліфікації хімікатів та моніторингу.Тиск, температура, режими потоку та геометрія системи можуть створювати проблеми для безпечної експлуатації.Проблеми були виявлені в лініях нагнітання довжиною кілька кілометрів від виробничих потужностей до підводного шаблону та в нагнітальних клапанах у свердловинах.
Обговорюється польовий досвід, який показує складність систем безперервного нагнітання в свердловину щодо проблем осадження та корозії.Представлені лабораторні дослідження та застосування нових методів хімічної кваліфікації.Розглянуто потреби в мультидисциплінарних діях.
вступ
Statoil експлуатує кілька родовищ, де застосовувалося безперервне закачування хімікатів у свердловину.Це в основному включає введення інгібітора накипу (SI), де мета полягає в тому, щоб захистити верхню трубу та свердловинний запобіжний клапан (DHSV) від (Ba/Sr) SO4 або CaCO;масштаб.У деяких випадках розщеплювач емульсії вводять у свердловину, щоб почати процес поділу якомога глибше в свердловині при відносно високій температурі.
Безперервне закачування інгібітора накипу в свердловину є технічно відповідним рішенням для захисту верхньої частини свердловин, які мають потенціал утворення накипу над продуктивним пакером.Безперервне нагнітання може бути рекомендовано, особливо в свердловини, які не потрібно стискати через низький потенціал утворення накипу в ближньому стовбурі свердловини;або у випадках, коли вичавлення масштабу може бути складним і дорогим для регулярного виконання, наприклад, підключення підводних родовищ.
Statoil має великий досвід безперервного закачування хімічних речовин у верхню систему та підводні шаблони, але нове завдання полягає в тому, щоб розмістити точку закачування глибше в свердловину.Проектування, експлуатація та технічне обслуговування ліній впорскування хімікатів вимагає додаткової уваги до кількох тем;такі як вибір матеріалів, хімічна кваліфікація та моніторинг.Тиск, температура, режими потоку та геометрія системи можуть створювати проблеми для безпечної експлуатації.Було виявлено труднощі, пов’язані з довгими (кілька кілометрів) лініями нагнітання від видобувної установки до підводного шаблону та в нагнітальні клапани внизу в свердловинах;Рис.1.Деякі системи вприскування працювали за планом, а інші вийшли з ладу з різних причин.Заплановано кілька нових родовищ для закачування хімікатів у свердловини (DHCI);однак;у деяких випадках обладнання ще не повністю кваліфіковане.
Застосування DHCI є складним завданням.Це включає завершення та конструкції свердловин, хімічний склад свердловини, верхню систему та систему дозування хімічних речовин у верхньому бурі.Хімічна речовина буде закачуватися з верхньої частини через лінію нагнітання хімікатів до обладнання для завершення та вниз у свердловину.Отже, у плануванні та виконанні цього типу проекту співпраця між декількома дисциплінами має вирішальне значення.Необхідно оцінити різні міркування, і хороше спілкування під час проектування є важливим.Залучаються інженери-технологи, підводні інженери та інженери із завершення робіт, які займаються темами хімічного складу свердловин, вибору матеріалів, забезпечення потоку та управління хімічними речовинами виробництва.Проблемами можуть бути хімічна зброя або стабільність температури, корозія та в деяких випадках ефект вакууму через вплив локального тиску та потоку в лінії введення хімікатів.На додаток до них, такі умови, як високий тиск, висока температура, висока швидкість газу, високий потенціал утворення накипу，велика відстань пуповини та глибока точка закачування в свердловину, створюють різні технічні проблеми та вимоги до хімічної речовини, що вводиться, та до нагнітального клапана.
Огляд систем DHCI, встановлених на підприємствах Statoil, показує, що досвід не завжди був успішним. Таблиця 1. Проте планується вдосконалення конструкції впорскування, хімічної кваліфікації, експлуатації та технічного обслуговування.Проблеми відрізняються від поля до поля, і проблема не обов’язково полягає в тому, що сам клапан впорскування хімікатів не працює.
За останні роки виникло кілька проблем, пов’язаних із лініями закачування хімікатів у свердловину.У цій статті наведено деякі приклади з цього досвіду.У статті обговорюються проблеми та заходи, вжиті для вирішення проблем, пов’язаних з лініями DHCI.Наведено дві історії хвороби;один про корозію та один про хімічну зброю.Обговорюється польовий досвід, який показує складність систем безперервного нагнітання в свердловину щодо проблем осадження та корозії.
Також розглядаються лабораторні дослідження та застосування нових методів хімічної кваліфікації;як закачувати хімічну речовину, потенціал масштабування та запобігання, застосування складного обладнання та як хімічна речовина вплине на верхню систему, коли хімікат буде вироблено назад.Прийнятні критерії для хімічного застосування включають питання навколишнього середовища, ефективність, ємність для зберігання, швидкість насоса, можливість використання існуючого насоса тощо. Технічні рекомендації повинні ґрунтуватися на сумісності рідини та хімічних речовин, виявленні залишків, сумісності матеріалів, конструкції підводного шлангокабелю, системі дозування хімікатів і матеріали в оточенні цих ліній.Хімічна речовина може потребувати інгібування гідратації, щоб запобігти закупорці лінії впорскування від проникнення газу, і хімічна речовина не повинна замерзати під час транспортування та зберігання.В існуючих внутрішніх інструкціях є контрольний перелік хімікатів, які можна застосовувати в кожній точці системи. Важливими є такі фізичні властивості, як в’язкість.Система нагнітання може передбачати відстань 3-50 км від лінії підводного потоку і 1-3 км вниз у свердловину.Тому стабільність температури також важлива.Оцінка ефектів на нижній частині, наприклад, на нафтопереробних заводах, також може бути розглянута.
Свердловинні системи закачування хімікатів
Вигода витрат
Безперервне закачування інгібітора накипу в свердловину для захисту DHS перед експлуатаційною трубою може бути рентабельним у порівнянні зі стисненням свердловини інгібітором накипу.Це застосування зменшує ймовірність пошкодження пласта в порівнянні з обробкою від накипу, зменшує ймовірність технологічних проблем після видавлювання накипу та дає можливість контролювати швидкість впорскування хімічних речовин із системи впорскування верхньої частини.Інжекційна система також може використовуватися для безперервного впорскування інших хімічних речовин у свердловину і, таким чином, може зменшити інші проблеми, які можуть виникнути далі за технологічною установкою.
Було проведено комплексне дослідження для розробки стратегії свердловинного масштабу родовища Oseberg S.Основне занепокоєння щодо масштабу викликало CaCO;утворення накипу у верхній трубі та можлива несправність DHSV.У міркуваннях Oseberg S або стратегії управління масштабом було зроблено висновок, що протягом трирічного періоду DHCI був найбільш економічно ефективним рішенням у свердловинах, де функціонували лінії закачування хімікатів.Основним елементом витрат щодо конкуруючої техніки видалення накипу була відкладена нафта, а не хімічні/експлуатаційні витрати.Для застосування інгібітора накипу в газліфті основним фактором вартості хімікатів була висока швидкість газліфту, що призводила до високої концентрації SI, оскільки концентрація мала бути збалансована зі швидкістю газліфту, щоб уникнути хімічної зброї.Для двох свердловин на Oseberg S або тих, які мали добре функціонуючі лінії DHC I, цей варіант був обраний для захисту DHS V від CaCO;масштабування.
Система безперервного вприскування і клапани
Існуючі рішення для завершення, що використовують системи безперервного введення хімікатів, стикаються з проблемами запобігання закупорці капілярних ліній.Зазвичай система впорскування складається з капілярної лінії із зовнішнім діаметром (OD) 1/4" або 3/8", підключеної до поверхневого колектора, подається через і з'єднаної з підвіскою трубки на кільцевій стороні трубки.Капілярна лінія прикріплена до зовнішнього діаметра робочої труби за допомогою спеціальних затискачів для труби та проходить із зовнішнього боку труби аж до оправки для впорскування хімікатів.Оправка традиційно розміщується вище за течією DHS V або глибше в свердловині з наміром забезпечити достатній час диспергування введеної хімічної речовини та розмістити хімічну речовину там, де виявлено проблеми.
На клапані для закачування хімікатів, рис. 2, невеликий картридж діаметром приблизно 1,5 дюйма містить зворотні клапани, які запобігають потраплянню свердловини в капілярну лінію.Це просто маленька тарілка, що їздить на пружині.Зусилля пружини встановлює та прогнозує тиск, необхідний для відкриття тарельчатки з гнізда ущільнення.Коли хімічна речовина починає надходити, тарельчатка піднімається зі свого сідла та відкриває зворотний клапан.
Необхідно встановити два зворотних клапана.Один клапан є основним бар'єром, який перешкоджає проникненню свердловинної рідини в капілярну лінію.Він має відносно низький тиск відкриття (2-15 бар). Якщо гідростатичний тиск всередині капілярної лінії менший за тиск у стовбурі свердловини, свердловинні рідини намагатимуться потрапити в капілярну лінію.Інший зворотний клапан має нетиповий тиск відкриття 130-250 бар і відомий як U-подібна система запобігання.Цей клапан перешкоджає вільному надходженню хімічної речовини всередині капілярної лінії в стовбур свердловини, якщо гідростатичний тиск усередині капілярної лінії перевищує тиск у свердловині в точці введення хімікату всередину експлуатаційної труби.
На додаток до двох зворотних клапанів, як правило, існує вбудований фільтр, мета якого полягає в тому, щоб жодне сміття не могло загрожувати герметизації систем зворотних клапанів.
Розміри описаних зворотних клапанів досить малі, і для їх працездатності важлива чистота рідини, що вводиться.Вважається, що сміття в системі можна змити, збільшивши швидкість потоку всередині капілярної лінії, так що зворотні клапани навмисно відкриваються.
Коли зворотний клапан відкривається, тиск потоку швидко зменшується і поширюється вгору по капілярній лінії, поки тиск знову не збільшиться.Після цього зворотний клапан закриється, поки потік хімікатів не створить достатній тиск, щоб відкрити клапан;результатом є коливання тиску в системі зворотного клапана.Чим вищий тиск відкриття має система зворотного клапана, тим менша площа потоку встановлюється, коли зворотний клапан відкривається, і система намагається досягти умов рівноваги.
Клапани впорскування хімікатів мають відносно низький тиск відкриття;і якщо тиск у трубці в точці входу хімічної речовини стане меншим за суму гідростатичного тиску хімічних речовин усередині капілярної лінії плюс тиск відкриття зворотного клапана, у верхній частині капілярної лінії виникне майже розрідження або розрідження.Коли впорскування хімікату припиняється або потік хімікату низький, у верхній частині капілярної лінії почнуть виникати умови, близькі до вакууму.
Рівень вакууму залежить від тиску в стовбурі свердловини, питомої ваги введеної хімічної суміші, яка використовується всередині капілярної лінії, тиску відкриття зворотного клапана в точці нагнітання та швидкості потоку хімікату всередині капілярної лінії.Умови свердловини змінюватимуться протягом терміну служби родовища, тому потенціал для вакууму також змінюватиметься з часом.Важливо знати про цю ситуацію, щоб прийняти належну увагу та запобігти, перш ніж виникнуть очікувані проблеми.
Разом із низькою швидкістю впорскування, як правило, розчинники, які використовуються в таких типах застосувань, випаровуються, викликаючи ефекти, які не були повністю вивчені.Такими ефектами є «гарматний король» або осадження твердих речовин, наприклад полімерів, коли розчинник випаровується.
Крім того, гальванічні елементи можуть бути сформовані у фазі переходу між поверхнею рідини хімічної речовини та заповненою парою майже вакуумною газовою фазою вище.Це може призвести до локальної точкової корозії всередині капілярної лінії в результаті підвищеної агресивності хімічної речовини за цих умов.Пластівці або кристали солі, що утворюються у вигляді плівки всередині капілярної лінії, коли її внутрішня частина висихає, можуть застрягти або закупорити капілярну лінію.
Філософія колодязя
При проектуванні надійних рішень для свердловин Statoil вимагає, щоб безпека свердловини була на місці протягом усього життєвого циклу свердловини.Таким чином, Statoil вимагає, щоб існували два незалежні бар’єри свердловин.На рис. 3 показано нетипову схему бар’єру свердловини, де синій колір представляє первинну оболонку бар’єру свердловини;в цьому випадку виробничі труби.Червоний колір представляє вторинну бар'єрну оболонку;корпус.Ліворуч на ескізі закачування хімічної речовини позначено чорною лінією з точкою закачування до експлуатаційної труби в області, позначеній червоним кольором (вторинний бар’єр).Впроваджуючи системи закачування хімікатів у свердловину, під загрозу потрапляють як первинні, так і вторинні бар’єри стовбура свердловини.
Історія хвороби на корозію
Послідовність подій
На нафтовому родовищі, що експлуатується компанією Statoil на норвезькому континентальному шельфі, було застосовано свердловинне хімічне введення інгібітора відкладень.У цьому випадку застосований інгібітор накипу спочатку був кваліфікований для верхнього та підводного застосування.Після повторного завершення свердловини було встановлено DHCIpointat2446mMD, рис.3.Закачування в свердловину верхнього інгібітора відкладень було розпочато без подальших випробувань хімічної речовини.
Після одного року експлуатації були помічені витоки в системі введення хімікатів і розпочато дослідження.Витік згубно вплинув на бар'єри свердловин.Подібні події відбулися для кількох свердловин, і деякі з них довелося закрити на час розслідування.
Виробничу трубу витягли та детально вивчили.Корозійний вплив обмежувався однією стороною труби, а деякі з’єднання труб були настільки пошкоджені корозією, що в них фактично були отвори.3% хромована сталь товщиною приблизно 8,5 мм розпалася менш ніж за 8 місяців.Основна корозія відбулася у верхній частині свердловини, від гирла свердловини до глибини приблизно 380 м, а найбільш корозійні з’єднання труб були знайдені приблизно на глибині 350 м.Нижче цієї глибини корозія не спостерігалася або не спостерігалася, але на зовнішньому діаметрі труб було знайдено багато уламків.
Корпус 9-5/8'' також був розрізаний і витягнутий, і спостерігалися подібні ефекти;з корозією у верхній частині колодязя лише з одного боку.Індукований витік був викликаний розривом ослабленої частини корпусу.
Матеріалом лінії введення хімічних речовин був сплав 825.
Хімічна кваліфікація
Хімічні властивості та випробування на корозію є важливими напрямками кваліфікації інгібіторів накипу, і фактичний інгібітор накипу був кваліфікований і використовувався у верхніх і підводних системах протягом кількох років.Причиною застосування справжнього хімічного реагенту в свердловині було покращення екологічних властивостей шляхом заміни існуючого свердловинного хімічного реагенту. Однак інгібітор накипу використовувався лише при температурі навколишнього верхнього краю та морського дна (4-20 ℃).Під час введення в свердловину температура хімічної речовини може досягати 90 ℃, але подальші випробування при цій температурі не проводилися.
Початкові випробування на корозію були проведені постачальником хімікатів, і результати показали 2-4 мм/рік для вуглецевої сталі при високій температурі.На цьому етапі було мінімальне залучення матеріально-технічної компетентності оператора.Пізніше оператор провів нові випробування, які показали, що інгібітор накипу був сильно корозійним для матеріалів експлуатаційної труби та обсадної труби, причому швидкість корозії перевищувала 70 мм/рік.Матеріал лінії впорскування хімічних речовин Alloy 825 не був перевірений на інгібітор накипу перед введенням.Температура свердловини може сягати 90 ℃, і за цих умов слід було провести відповідні випробування.
Дослідження також виявило, що інгібітор накипу у вигляді концентрованого розчину мав pH <3,0.Однак рН не вимірювали.Пізніше виміряний pH показав дуже низьке значення pH 0-1.Це ілюструє необхідність вимірювань і матеріальних міркувань на додаток до заданих значень pH.
Інтерпретація результатів
Лінія нагнітання (рис. 3) сконструйована для створення гідростатичного тиску інгібітора накипу, що перевищує тиск у свердловині в точці закачування.Інгібітор закачують під тиском, вищим за той, що існує в стовбурі свердловини.Це призводить до ефекту U-подібної трубки при закритті свердловини.Клапан завжди відкривається при вищому тиску в лінії нагнітання, ніж у свердловині.Тому може виникнути розрідження або випаровування в лінії впорскування.Швидкість корозії та ризик утворення ямок є найбільшими в зоні переходу газ/рідина через випаровування розчинника.Лабораторні експерименти, проведені на купонах, підтвердили цю теорію.У свердловинах, де спостерігався витік, усі отвори в лініях закачування були розташовані у верхній частині лінії закачування хімікатів.
На рис. 4 показано фотографію лінії DHC I зі значною точковою корозією.Корозія, яка спостерігалася на зовнішніх експлуатаційних трубах, вказувала на локальне вплив інгібітора накипу в точці точкового витоку.Витік був спричинений точковою корозією висококорозійною хімікатом і витоком через лінію введення хімікатів у робочий корпус.Інгібітор накипу розпорошувався з капілярної лінії без ямок на обсадну трубу та труби, і відбувалися витоки.Будь-які вторинні наслідки витоків у лінії впорскування не розглядалися.Було зроблено висновок, що корозія обсадної труби та труби була результатом концентрованих інгібіторів накипу, які подавалися з ямчастої капілярної лінії на обсадну трубу та трубу, рис.5.
У цьому випадку не було залучено інженерів з матеріальної компетентності.Корозійна активність хімічної речовини на лінії DHCI не перевірялася, а вторинні ефекти через витік не оцінювалися;наприклад, чи можуть навколишні матеріали витримувати хімічний вплив.
Історія хвороби короля хімічної зброї
Послідовність подій
Стратегія запобігання утворенню накипу для родовища HP HT полягала в безперервному введенні інгібітора накипу перед свердловинним запобіжним клапаном.У свердловині було виявлено серйозний потенціал утворення накипу карбонату кальцію.Однією з проблем була висока температура та високі показники виробництва газу та конденсату в поєднанні з низьким рівнем виробництва води.Занепокоєння щодо закачування інгібітора накипу полягало в тому, що розчинник буде видалятися через високу швидкість видобутку газу, і «гарматний король» хімічної речовини відбуватиметься в точці закачування перед запобіжним клапаном у свердловині, рис.1.
Під час кваліфікації інгібітора накипу основна увага була зосереджена на ефективності продукту в умовах HP HT, включаючи поведінку в системі верхнього процесу (низька температура).Головне занепокоєння викликало випадання самого інгібітора накипу в трубах виробництва через високу швидкість газу.Лабораторні тести показали, що інгібітор накипу може випадати в осад і прилипати до стінки труби.Тому робота запобіжного клапана може перевищувати ризик.
Досвід показав, що через кілька тижнів роботи хімічна лінія протікає.Була можливість контролювати свердловинний тиск по поверхневому манометру, встановленому в капілярній лінії.Лінія була ізольована для отримання цілісності свердловини.
Лінію закачування хімікатів витягли зі свердловини, відкрили та оглянули, щоб діагностувати проблему та знайти можливі причини несправності.Як видно на рис. 6, було виявлено значну кількість осаду, і хімічний аналіз показав, що деяка частина цього була інгібітором накипу.Осад утворився на ущільнювачі, і тарельчатий клапан і клапан не могли працювати.
Несправність клапана була спричинена сміттям усередині клапанної системи, що перешкоджало зворотним клапанам поїдати метал до металевого сідла.Уламки було досліджено, і було доведено, що основні частинки є металевою стружкою, ймовірно, утвореною під час встановлення капілярної лінії.Крім того, на обох зворотних клапанах було виявлено біле сміття, особливо на задній стороні клапанів.Це сторона низького тиску, тобто сторона завжди контактуватиме зі свердловинними рідинами.Спочатку вважалося, що це сміття зі стовбура видобувної свердловини, оскільки клапани були заклинені відкритими та піддані впливу свердловинних рідин.Але перевірка сміття показала, що це полімери з подібною хімічною речовиною, що й хімічна речовина, використана як інгібітор накипу.Це привернуло наш інтерес, і компанія Statoil захотіла дослідити причини цих полімерних уламків, присутніх у капілярній лінії.
Хімічна кваліфікація
У галузі HP HT існує багато проблем щодо вибору відповідних хімікатів для пом’якшення різноманітних виробничих проблем.При кваліфікації інгібітора накипу для безперервного закачування в свердловину були проведені наступні випробування:
● Стабільність продукту
● Термічне старіння
● Тести динамічної продуктивності
● Сумісність з пластовою водою та інгібітором гідратів (MEG)
● Статичні та динамічні випробування зброї
● Інформація про повторне розчинення вода, свіжий хімікат і MEG
Хімічна речовина вводитиметься у заздалегідь визначеній дозі，але виробництво води не обов'язково буде постійним，тобто скупчення води.Між водяними слимаками，при попаданні хімікату в свердловину，його зустрінуть гарячим，швидкий потік вуглеводневого газу.Це схоже на введення інгібітора накипу в газліфтне застосування (Fleming et al.2003). Разом з
висока температура газу，Ризик виділення розчинника надзвичайно високий, і gun king може спричинити блокування інжекційного клапана.Це ризик навіть для хімічних речовин, у складі яких є розчинники з високою точкою кипіння/низьким тиском пари та іншими депресантами тиску пари (VPD). У разі часткової закупорки，потік пластової води，MEG та/або свіжий хімічний засіб має бути здатним видаляти або повторно розчиняти зневоднений або викинутий хімічний засіб.
У цьому випадку нову лабораторну випробувальну установку було розроблено для повторення умов течії поблизу ін’єкційних портів у системі виробництва HP/HTg.Результати динамічних випробувань gun king демонструють, що за запропонованих умов застосування була зареєстрована значна втрата розчинника.Це може призвести до швидкого стрільби та блокування потоків.Таким чином, робота показала, що існував відносно значний ризик безперервного закачування хімікатів у ці свердловини до видобутку води, і це призвело до рішення скорегувати звичайні процедури запуску для цього родовища, відклавши закачування хімікатів до виявлення прориву води.
Кваліфікація інгібітора накипу для безперервного нагнітання в свердловину була зосереджена на видаленні розчинника та нагріванні інгібітора накипу в точці нагнітання та в лінії потоку, але потенціал утворення накипу в самому нагнітальному клапані не оцінювався.Інжекційний клапан, ймовірно, вийшов з ладу через значну втрату розчинника та швидкий удар пістолета,Рис.6. Результати показують, що важливо мати цілісне уявлення про систему;не тільки зосереджуватися на виробничих викликах,а й проблеми, пов’язані з ін’єкцією хімічної речовини,тобто інжекторний клапан.
Досвід з інших сфер
Одне з перших повідомлень про проблеми з лініями закачування хімічних речовин на велику відстань було отримано з родовищ Gull fak sandVig dis satelit (Osa та ін., 2001). Підводні лінії закачування були заблоковані від утворення гідратів усередині лінії через вторгнення газу з видобутих рідин. в лінію через інжекторний клапан.Розроблено нові рекомендації щодо розробки хімікатів для підводного виробництва.Вимоги включали видалення часток (фільтрацію) та додавання інгібіторів гідратів (наприклад, гліколю) до всіх інгібіторів накипу на водній основі, які слід вводити в підводні шаблони.Хімічна стійкість,також враховувалися в'язкість і сумісність (рідин і матеріалів).Ці вимоги були включені далі в систему Statoil і включають закачування хімікатів у свердловини.
Під час фази розробки родовища Oseberg S було вирішено, що всі свердловини повинні бути завершені системами DHC I (Fleming та ін., 2006). Мета полягала у запобіганні CaCO；утворення накипу у верхній трубі шляхом введення SI.Однією з головних проблем щодо ліній нагнітання хімікатів було досягнення зв’язку між поверхнею та вихідним отвором у свердловині.Внутрішній діаметр лінії впорскування хімічної речовини зменшився з 7 мм до 0,7 мм (внутрішній діаметр) навколо запобіжного клапана затрубного простору через обмеження простору та здатність рідини транспортуватися через цю секцію вплинула на рівень успіху.Кілька свердловин платформи мали заглушені лінії закачування хімікатів,але причина не була зрозуміла.Потяги різних рідин (гліколь,сирий,конденсат,ксилол,інгібітор накипу,вода тощо) були лабораторно перевірені на в’язкість і сумісність і перекачувалися в прямий і зворотний потік, щоб відкрити лінії;проте,цільовий інгібітор накипу не можна було закачати до клапана впорскування хімікату.Далі,спостерігалися ускладнення з осадженням фосфонатного інгібітора накипу разом із залишковим CaClz розсолом для завершення в одній свердловині та гарматою інгібітора накипу всередині свердловини з високим співвідношенням газойлю та низькою обводненістю (Fleming та ін., 2006).
Вивчені уроки
Розробка методу випробування
Основні уроки, отримані з невдачі систем DHC I, стосуються технічної ефективності інгібітора накипу, а не функціональності та введення хімікатів.Закачування в верхню частину та підводне закачування працювали добре протягом тривалого часу;проте,застосування було розширено до закачування хімікатів у свердловину без відповідного оновлення методів кваліфікації хімікатів.Досвід Statoil у двох представлених польових випадках свідчить про те, що керівну документацію або вказівки щодо хімічної кваліфікації необхідно оновити, щоб включити цей тип хімічного застосування.Дві основні проблеми були визначені як i) вакуум у лінії введення хімікату та ii) потенційне осадження хімікату.
Випаровування хімічної речовини може відбуватися на трубах для виробництва (як видно у корпусі gun king) і в трубах для впорскування (у вакуумному корпусі було виявлено перехідний інтерфейс). Існує ризик того, що ці опади можуть переміщуватися з потоком і в нагнітальний клапан і далі в свердловину.Інжекційний клапан часто проектується з фільтром перед точкою впорскування,це виклик,оскільки у випадку опадів цей фільтр може бути засмічений, що призведе до виходу з ладу клапана.
Результатом спостережень і попередніх висновків із отриманих уроків стало широке лабораторне дослідження феномену.Загальною метою було розробити нові методи кваліфікації, щоб уникнути подібних проблем у майбутньому.У цьому дослідженні було проведено різні випробування та розроблено (розроблено) кілька лабораторних методів для дослідження хімічних речовин щодо виявлених проблем.
● Засмічення фільтра та стабільність продукту в закритих системах.
● Вплив часткової втрати розчинника на корозійну активність хімічних речовин.
● Вплив часткової втрати розчинника всередині капіляра на утворення твердих речовин або в’язких пробок.
Під час випробувань лабораторних методів було виявлено кілька потенційних проблем
● Повторні засмічення фільтра та низька стабільність.
● Утворення твердих речовин після часткового випаровування з капіляра
● PH змінюється через втрату розчинника.
Характер проведених тестів також надав додаткову інформацію та знання щодо змін у фізичних властивостях хімічних речовин у капілярах під впливом певних умов,і чим це відрізняється від масових розчинів, що піддаються подібним умовам.Випробування також виявили значні відмінності між масовою рідиною，парові фази та залишкові рідини, що може призвести або до підвищення потенціалу для опадів, і/або до підвищення корозійної активності.
Розроблено та включено до керівної документації методику випробувань на корозійність інгібіторів накипу.Для кожного застосування потрібно було провести розширене випробування на корозійність, перш ніж можна було вводити інгібітор накипу.Також було проведено випробування хімічної речовини в лінії впорскування.
Перед початком кваліфікації хімічної речовини важливо створити обсяг робіт, який описує завдання та призначення хімічної речовини.На початковому етапі важливо визначити основні проблеми, щоб мати можливість вибрати типи хімікатів, які вирішать проблему.Короткий перелік найважливіших критеріїв прийняття можна знайти в таблиці 2.
Кваліфікація хімічних речовин
Атестація хімічних речовин складається як з випробувань, так і з теоретичних оцінок для кожного застосування.Необхідно визначити та встановити технічні специфікації та критерії випробувань，наприклад, у HSE,сумісність матеріалів,стабільність продукту та якість продукту (часток).Далі,точка замерзання,в'язкість і сумісність з іншими хімікатами,інгібітор гідратів,необхідно визначити пластову воду та видобуту рідину.Спрощений перелік методів випробувань, які можна використовувати для кваліфікації хімічних речовин, наведено в таблиці 2.
Постійний контроль за технічною ефективністю,важливі дози та дані про HSE.Вимоги до продукту можуть змінювати термін експлуатації поля або технологічного підприємства；змінюватися в залежності від продуктивності, а також складу рідини.Подальша діяльність з оцінкою виконання,оптимізацію та/або випробування нових хімічних речовин необхідно проводити часто, щоб забезпечити оптимальну програму лікування.
Залежно від якості масла,виробництво води та технічні проблеми на морському заводі,використання виробничих хімікатів може бути необхідним для досягнення експортної якості,нормативні вимоги,і безпечно експлуатувати морську установку.Усі поля мають різні виклики, і необхідні виробничі хімікати відрізнятимуться від поля до поля та понаднормово.
У кваліфікаційній програмі важливо зосередитися на технічній ефективності виробництва хімікатів,але також дуже важливо зосередитися на властивостях хімічної речовини,наприклад стабільність,якість продукції та сумісність.Сумісність у цьому параметрі означає сумісність із рідинами,матеріалів та інших виробничих хімікатів.Це може бути викликом.Небажано використовувати хімічну речовину для вирішення проблеми, щоб пізніше виявити, що хімічна речовина сприяє або створює нові проблеми.Можливо, найбільшою проблемою є властивості хімічної речовини, а не технічна проблема.
Особливі вимоги
Для підводної системи та для безперервного нагнітання в свердловину слід застосовувати особливі вимоги до фільтрації продуктів, що подаються.Сітчасті фільтри та фільтри в системі впорскування хімічних речовин слід передбачити на основі специфікації обладнання, розташованого нижче за системою впорскування зверху,насоси та нагнітальні клапани,до свердловинних нагнітальних клапанів.Якщо застосовується безперервне закачування хімікатів у свердловину, специфікація системи закачування хімікатів повинна ґрунтуватися на специфікаціях з найвищою критичністю.Можливо, це фільтр на нагнітальному клапані в свердловині.
Проблеми з ін'єкціями
Система нагнітання може передбачати відстань 3-50 км від пуповини підводного трубопроводу та 1-3 км вниз у свердловину.Такі фізичні властивості, як в’язкість і здатність перекачувати хімікати, є важливими.Якщо в’язкість при температурі морського дна надто висока, може виникнути проблема з перекачуванням хімічної речовини через лінію нагнітання хімікату в підводну шлангокабельну трубу до підводної точки нагнітання або в свердловину.В'язкість повинна відповідати специфікації системи при очікуваній температурі зберігання або експлуатації.Це слід оцінювати в кожному конкретному випадку,і буде залежати від системи.Оскільки таблиця швидкості введення хімічних речовин є фактором успіху в укачуванні хімічних речовин.Щоб звести до мінімуму ризик забивання лінії впорскування хімікату，хімічні речовини в цій системі повинні бути інгібовані гідратами (якщо можливе гідратування).Слід перевірити сумісність із рідинами, присутніми в системі (консервуюча рідина), та інгібітором гідратів.Випробування стабільності хімічної речовини при фактичних температурах (найнижча можлива температура навколишнього середовища,температура навколишнього середовища,підводна температура,температуру вприскування).
Необхідно також розглянути програму для промивання ліній введення хімікатів із заданою частотою.Профілактичним ефектом може бути регулярне промивання лінії введення хімікату розчинником，гліколь або хімічний засіб для чищення, щоб видалити можливі відкладення, перш ніж вони накопичаться та можуть спричинити забивання лінії.Обраний хімічний розчин промивної рідини повинен бутисумісний з хімічною речовиною в лінії впорскування.
У деяких випадках лінія нагнітання хімікатів використовується для кількох хімічних застосувань на основі різних проблем протягом терміну експлуатації поля та умов рідини.На початковому етапі виробництва до прориву води основні проблеми можуть відрізнятися від тих, що виникають наприкінці життя, часто пов’язаних із збільшенням виробництва води.Перехід від інгібітора на основі неводного розчинника, такого як інгібітор асфальтобетону, до хімікату на водній основі, такого як інгібітор накипу, може викликати проблеми з сумісністю.Тому важливо зосередитися на сумісності, кваліфікації та використанні прокладок, коли планується заміна хімікату в лінії введення хімікатів.
Матеріали
Щодо сумісності матеріалів,всі хімічні речовини повинні бути сумісні з пломбами,еластомери，прокладки та конструкційні матеріали, що використовуються в системі впорскування хімічних речовин і виробничому цеху.Необхідно розробити процедуру випробування корозійної активності хімічних речовин (наприклад, кислотного інгібітора накипу) для безперервного закачування в свердловину.Для кожного застосування необхідно провести розширене випробування на корозійність, перш ніж можна буде вводити хімікати.
Обговорення
Необхідно оцінити переваги та недоліки безперервного закачування хімікатів у свердловину.Постійне закачування інгібітора накипу для захисту DHS Vor в експлуатаційну трубу є елегантним методом захисту свердловини від накипу.Як зазначено в цьому документі, існує кілька проблем із безперервним закачуванням хімічних речовин у свердловину,однак для зменшення ризику важливо розуміти явища, пов’язані з рішенням.
Один із способів зменшити ризик — зосередитися на розробці методу тестування.Порівняно з закачуванням хімічних речовин у верхню частину або під воду, у свердловині існують інші та більш суворі умови.Процедура кваліфікації хімічних речовин для безперервного закачування хімічних речовин у свердловину повинна враховувати ці зміни в умовах.Кваліфікація хімічних речовин повинна проводитися відповідно до матеріалу, з яким хімічні речовини можуть контактувати.Необхідно оновити та впровадити вимоги до кваліфікації сумісності та тестування в умовах, які максимально точно повторюють різні умови життєвого циклу свердловин, у яких ці системи працюватимуть.Розробка методу тестування повинна бути розвинута далі для більш реалістичних і репрезентативних тестів.
В додаток,взаємодія між хімікатами та обладнанням є важливою для успіху.Розробка нагнітальних хімічних клапанів повинна враховувати хімічні властивості та розташування нагнітального клапана в свердловині.Слід розглянути можливість включення справжніх інжекційних клапанів як частину випробувального обладнання та проведення випробувань ефективності інгібітора накипу та конструкції клапана як частину кваліфікаційної програми.Для кваліфікації інгібіторів накипу,Основна увага раніше була приділена проблемам процесу та стримуванню масштабу,але добре запобігання накипу залежить від стабільного та безперервного впорскування.Без стабільного та безперервного впорскування потенціал для масштабу буде збільшуватися.Якщо інжекційний клапан інгібітора накипу засмічений і інгібітор накипу не вводиться в потік рідини,свердловина та запобіжні клапани не захищені від накипу, тому безпечне виробництво може бути під загрозою.Процедура кваліфікації повинна враховувати проблеми, пов’язані з ін’єкцією інгібітора накипу, на додаток до проблем процесу та ефективності кваліфікованого інгібітора накипу.
Новий підхід охоплює декілька дисциплін, і необхідно уточнити співпрацю між дисциплінами та відповідні обов’язки.У цій програмі верхня технологічна система,підводні шаблони, а також проектування свердловин і завершення.Багатопрофільні мережі, зосереджені на розробці надійних рішень для систем введення хімікатів, є важливими і, можливо, шляхом до успіху.Зв'язок між різними дисциплінами має вирішальне значення;особливо важлива тісна комунікація між хіміками, які контролюють застосовувані хімікати, та інженерами свердловин, які контролюють обладнання, що використовується в свердловині.Щоб зрозуміти складність усього процесу, важливо розуміти виклики різних дисциплін і вчитися одна в одної.
Висновок
● Безперервне закачування інгібітора накипу для захисту DHS Vor в експлуатаційні труби є елегантним методом захисту свердловини від накипу
● Вирішити визначені проблеми,наступні рекомендації:
● Необхідно виконати спеціальну процедуру кваліфікації DHCI.
● Метод кваліфікації для клапанів для впорскування хімікатів
● Методи випробування та кваліфікації хімічної функціональності
● Розробка методу
● Тестування відповідного матеріалу
● Міждисциплінарна взаємодія, де спілкування між різними залученими дисциплінами має вирішальне значення для успіху.
Подяки
Автор хоче подякувати Statoil AS A за дозвіл опублікувати цю роботу, а також Baker Hughes і Schlumberger за дозвіл використовувати зображення на рис. 2.
Номенклатура
(Ba/Sr)SO4=сульфат барію/стронцію
CaCO3 = карбонат кальцію
DHCI = закачування хімікатів у свердловину
DHSV = свердловинний запобіжний клапан
eg=наприклад
GOR=коефіцієнт газойлю
HSE = середовище безпеки здоров'я
HPHT = високий тиск, висока температура
ID = внутрішній діаметр
ie=тобто
км=кілометри
мм=міліметр
MEG = моноетиленгліколь
mMD=метр вимірюваної глибини
OD = зовнішній діаметр
SI = інгібітор накипу
mTV D=метр загальної вертикальної глибини
U-подібна труба = U-подібна труба
VPD = депресант тиску пари
Рисунок 1. Огляд підводної та свердловинної систем закачування хімікатів у нетипове родовище.Ескіз закачування хімічних речовин вгору по потоку DHSV і відповідні очікувані проблеми.DHS V = свердловинний запобіжний клапан, PWV = технологічний стулковий клапан і PM V = технологічний головний клапан.
Рисунок 2. Ескіз нетипової свердловинної системи нагнітання хімікату з оправкою та клапаном.Система підключається до поверхневого колектора, подається через нього та з’єднується з підвіскою труби на кільцевій стороні труби.Оправку для закачування хімікатів традиційно розміщують глибоко в свердловині з метою забезпечення хімічного захисту.
Рисунок 3. Типова схема бар'єру свердловини,де синій колір представляє первинну бар’єрну оболонку свердловини;в цьому випадку виробничі труби.Червоний колір представляє вторинну бар'єрну оболонку;корпус.Ліворуч вказано введення хімікату, чорною лінією з точкою введення в експлуатаційну трубу в зоні, позначеній червоним кольором (вторинний бар’єр).
Малюнок 4. Отвір із ямками, знайдений у верхній частині лінії впорскування 3/8”.Область показана на ескізі нетипової схеми бар’єру свердловини, позначена помаранчевим еліпсом.
Малюнок 5. Сильний вплив корозії на трубку 7” 3% Chrome.На малюнку показано вплив корозії після того, як інгібітор накипу розпорошується з лінії впорскування хімічних речовин без ямок на робочу трубу.
Малюнок 6. Уламки, знайдені в клапані впорскування хімікату.У цьому випадку сміттям були металеві стружки, ймовірно, від процесу встановлення на додаток до білуватого сміття.Дослідження білих уламків показало, що це полімери з подібною хімією, як і введена хіміката
Час публікації: 27 квітня 2022 р